Die Entwicklung der Energiemärkte bis 2030

Transcription

Die Entwicklung der
Energiemärkte bis 2030
Energieprognose 2009
Hauptbericht
Institut für Energiewirtschaft und
Rationelle Energieanwendung
Rheinisch-Westfälisches Institut
für Wirtschaftsforschung
März 2010
Untersuchung im Auftrag des Bundesministeriums
für Wirtschaft und Technologie, Berlin
Bearbeiter:
Ulrich Fahl, Markus Blesl, Alfred Voß, Patrick Achten, David Bruchof, Birgit Götz, Matthias
Hundt, Stephan Kempe, Tom Kober, Ralf Kuder, Robert Küster, Jochen Lambauer,
Michael Ohl, Uwe Remme, Ninghong Sun, Veronika Wille, Steffen Wissel, Ingo Ellersdorfer, Fabian Kesicki
Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER),
Universität Stuttgart
Manuel Frondel, Peter Grösche, Matthias Peistrup, Nolan Ritter, Colin Vance, Tobias
Zimmermann
Rheinisch-Westfälisches Institut für Wirtschaftsforschung (RWI), Essen
Andreas Löschel, Georg Bühler, Tim Hoffmann, Tim Mennel, Nikolas Wölfing
Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW), Mannheim
Wissenschaftlicher Begleitkreis:
Georg Erdmann, Jürgen-Friedrich Hake, Bernd Meyer, Wolfgang Pfaffenberger
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Teil A
Summary
(Seite S1-S6)
Teil B
Kurzfassung
(Seite K1-K28)
Teil C
Langfassung
(Seite 1-354)
Die Entwicklung der
Teil A
Summary
Summary: Das Wichtigste in Kürze
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Zielsetzung
rung der Laufzeit der bestehenden
deutschen Kernkraftwerke auf 40
bzw. 60 Jahre angenommen wird.
Vor dem Hintergrund eines derzeit
schwindenden Beitrags heimischer Energieträger und zunehmender Klimaschutzanstrengungen schätzt die Energieprognose 2009 die Entwicklung von Angebot und Nachfrage nach Energie in
Deutschland bis zum Jahr 2030 und
unternimmt einen Ausblick auf 2050.
Sensitivitätsanalysen dienen der Ermittlung von Auswirkungen der Variation
zentraler Einflussgrößen, wie der demographischen oder wirtschaftlichen Entwicklung. Die für die Analysen wesentlichen
Parameter werden auf Basis wissenschaftlich anerkannter empirischer Untersuchungsmethoden bestimmt.
Die im Rahmen der Energieprognose
2009 getroffenen quantitativen Aussagen
sind dabei als eine wahrscheinliche Entwicklung von Energieverbrauch und –versorgung in Deutschland zu verstehen,
wenn die unterstellen energieund klimapolitischen Rahmensetzungen und Maßnahmen ihre Wirkung entfalten und die
Annahmen hinsichtlich der Entwicklung
unsicherer Einflussfaktoren wie des Ölpreises eintreffen würden.
Die Energieprognose 2009 wurde begleitet von einem Kreis von Wissenschaftlern mit langjähriger Erfahrung im
Bereich der Modellierung und Szenarioanalyse. Aufgabe dieses Begleitkreises
war die unvoreingenommene methodische
und inhaltliche Beratung. Im Vordergrund
stand die Plausibilitätsprüfung der Prognose.
Vorgehensweise
Den energieund klimapolitischen
Vorgaben der EU für Deutschland wird
in der Energieprognose 2009 Rechnung
getragen: Im Rahmen des EU-weiten
Emissionshandels (ETS) müssen die
beteiligten Sektoren (vor allem Stromerzeugung und energieintensive Industrien)
ihre CO2-Emissionen um 21 % bis 2020
gegenüber 2005 reduzieren.
Es wird ein integrierter, modellgestützter Analyseansatz verfolgt, der die
deutschen Energiemärkte als Teil des
europäischen Energiesystems abbildet.
Damit soll der Einbettung der deutschen
Energieversorgung in den Europäischen
Binnenmarkt ebenso Rechnung getragen
werden wie der sachgerechten Erfassung
der Wirkungen transnationaler, EU-weiter
Regulierungsansätze, wie dem Europäischen Emissionshandelssystem.
Im Rahmen dieses integrativen Analyseansatzes werden zwei alternative Zukunftspfade der Energieversorgung in
Deutschland analysiert, die sich lediglich
in einem Punkt unterscheiden: Die Referenzprognose geht vom gesetzlich geregelten Kernenergieausstieg aus, wohingegen in zwei Varianten eine Verlänge-
Politische Rahmenbedingungen
Überdies sollen bis 2020 18 % des Bruttoendenergieverbrauchs in Deutschland
mit Hilfe Erneuerbarer-Energietechnologien gedeckt werden. Das Erneuerbare
Energien Gesetz (EEG) und das Erneuerbare Energien Wärmegesetz (EEWärmeG)
sind die Instrumente zur Verfolgung dieser
Zielsetzungen. Mit Blick auf die Energieeffizienzziele wird davon ausgegangen,
dass entsprechende Regelungen, wie die
Energieeinsparverordnung (EnEV), weiterentwickelt werden.
S2
Im Hinblick auf die nationalen Bestrebungen,
die
Stromerzeugung
aus
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) zu fördern, wird eine zeitlich befristete Fortschreibung des KWK-Gesetzes angenommen. Für den Strommarkt wird von einer
verstärkten europäischen Integration ausgegangen. Im Gasbinnenmarkt wird eine
Wettbewerbsbelebung erwartet.
Energiepreise
Unter Berücksichtigung der begrenzten
Verfügbarkeit von Erdöl, der Potenziale
zur Angebotsausweitung sowie von Substitutionsmöglichkeiten wird für die Referenzprognose angenommen, dass der
Preis der Ölsorten des OPEC-Korbs bis
2030 auf 127 $ je Barrel (bbl) ansteigt. In
Preisen von 2007 entspricht dies einem
realen Ölpreis von 75 $/bbl.
Die in der Vergangenheit zu beobachtende Korrelation zwischen den Rohölpreisen und den Verbraucherpreisen
für Erdgas, Heizöl, Benzin, etc. wird auch
künftig relevant sein.
Neben den Brennstoffpreisen werden
die Strompreise zudem durch politische
Einflussfaktoren bestimmt: Während die
EEG-Vergütungszahlungen weiter ansteigen, bleiben die Konzessionsabgabe, die
KWK-Vergütung und die Stromsteuer nominal konstant.
Sowohl die Strompreise für Industriekunden als auch für Haushaltskunden
nehmen bis 2030 leicht zu.
Bevölkerung
Die Entwicklung der Wohnbevölkerung
und die Anzahl an privaten Haushalten
sind sehr bedeutende Einflussfaktoren für
den Energieverbrauch eines Landes. Die
Referenzprognose
geht
von
einem
Schrumpfen der Bevölkerung um
2,5 Mio. auf 79,7 Mio. im Jahr 2030 aus.
Hingegen nimmt die Anzahl der Haushalte weiter zu, um 2,3 Mio. auf 42,0 Mio.
im Jahr 2030. Damit verbunden ist ein Anstieg des Mobilitätsbedarfs und des daraus
resultierenden
Energieverbrauchs.
Bei
weiter sinkender Haushaltsgröße ist
zudem ein Anstieg des Wohnraums pro
Kopf und des Raumwärmebedarfs zu erwarten.
Wirtschaftliche Entwicklung
Die schwere weltweite Rezession,
die von einem Einbruch des Welthandels
begleitet wird, trifft die exportorientierte
deutsche Volkswirtschaft besonders. Daher wird für die Referenzprognose für
2009 von einem Schrumpfen der deutschen Volkswirtschaft um 5,5 % gegenüber 2008 ausgegangen. Für 2010 wird
mit einer leichten Erholung um 0,6 % gerechnet.
Übereinstimmend mit den Einschätzungen des Weltwährungsfonds wird für die
Referenzprognose davon ausgegangen,
dass die Weltwirtschaft mittelfristig auf
den ursprünglichen Wachstumspfad
zurückkehrt und die bisherige Integration der Weltmärkte sich fortsetzt.
Vorwiegend aufgrund der Alterung der
Gesellschaft und der schrumpfenden Bevölkerung, womit eine Verringerung des
Reservoirs an Erwerbspersonen einhergeht, ist für Deutschland ein leichter
Rückgang des Wachstumspotenzials
zu erwarten. Es wird angenommen, dass
die durchschnittliche Wachstumsrate des
Bruttoinlandsprodukts im Zeitraum von
2012 bis 2030 1,2 % pro Jahr beträgt.
Zum Vergleich: Seit der Wiedervereinigung lag das mittlere jährliche Wirtschaftswachstum bei recht genau 1,5 %.
Referenzprognose
Der Primärenergieverbrauch sinkt bis
2030 um 21 % gegenüber 2007. Damit
einher geht eine Steigerung der Energieproduktivität um jährlich 2,0 %. Dabei
bleibt Mineralöl trotz eines Verbrauchsrückgangs der wichtigste Primärenergieträger. Der Anteil der Kohlen am Primärenergieverbrauch geht zurück, während
der von Erdgas aufgrund der steigenden
Bedeutung in der Stromerzeugung moderat zunimmt. Insgesamt erhöht sich die
Importabhängigkeit (als Anteil der Nettoimporte am Primärenergieverbrauch fossiler Energieträger) von circa 73 % in
2007 auf beinahe 87 % in 2030.
Die nach Überwinden der Wirtschaftskrise wieder ansteigende inländische
Stromnachfrage wird bei leicht sinkender einheimischer Stromerzeugung ab
2012 durch zunehmende Stromimporte
gedeckt. Etwa die Hälfte der in 2030 installierten fossil befeuerten Kraftwerksleistung wird nach 2012 errichtet.
Das für 2020 avisierte Ziel eines
Anteils der Erneuerbaren Energien an
der Stromversorgung von 30 % wird
nur knapp verfehlt. Die von der EU für
2020 gesetzte Zielvorgabe eines Erneuerbaren-Energien-Anteils von 18 % am
Bruttoendenergieverbrauch in Deutschland
wird um etwa 2 Prozentpunkte unterschritten, obwohl Erneuerbare Energien
bis dahin im Wärmemarkt bereits 15 %
des Endenergieverbrauchs decken, anstatt
der geforderten 14 %.
Das im Rahmen des Kyoto-Protokolls
für Deutschland festgelegte Ziel einer
Verringerung des Treibhausgas-Ausstoßes
bis 2012 um 21 % gegenüber 1990 wird
deutlich übertroffen. Bis 2030 sinken
S3
die Treibhausgasemissionen in Deutschland bezogen auf 1990 um 44 %.
Aufgrund der steigenden Bedeutung von
Technologien zur Abscheidung von CO2
sowie des zunehmenden Beitrags der Erneuerbaren Energien liefert der Energieumwandlungsbereich den größten Beitrag
zur Emissionsreduktion.
Laufzeitverlängerung
Der verlängerte Betrieb der deutschen
Kernkraftwerke führt zu niedrigeren Treibhausgasemissionen aus der Stromproduktion in Deutschland und niedrigeren CO2Preisen im Europäischen Emissionshandelssystem als in der Referenzprognose.
Die Erreichung der Ziele für Erneuerbare
Energien bleibt davon weitgehend unberührt. Der Zuwachs bei der KWKStromerzeugung wird hingegen gedämpft.
Die trotz Nachrüstungsaufwands geringen variablen Erzeugungskosten für Kernenergiestrom, und vor allem die eingesparten Kosten für CO2-Zertifikate, ermöglichen günstigere Strompreise, die
gegenüber der Referenzprognose bis zu
9 €2007/MWh niedriger ausfallen.
Die kostengünstigere Stromversorgung
führt zu positiven Rückkopplungseffekten
auf die industrielle Produktion, die Beschäftigung sowie die gesamtwirtschaftliche Entwicklung: Das Bruttoinlandsprodukt liegt 2020 bis zu 0,6 % über dem der
Referenzprognose, 2030 bis zu 0,9 %.
Dies bedeutet eine kumulierte Steigerung
des Bruttoinlandsproduktes gegenüber der
Referenzprognose um 122 bis 295 Mrd. €
(in Preisen von 2000) zwischen 2010 und
2030 (je nach Länge der Laufzeitverlängerung auf 40 oder 60 Jahre).
S4
Referenzprognose (Ra)
Einheit
2007
Ölpreis real
Deutschland
Bevölkerung
Private Haushalte
Bruttoinlandsprodukt (BIP)
PKW-Bestand
Personenverkehrsleistung (ohne Luftverkehr)
Güterverkehrsleistung
Preise Haushalte (inkl. MwSt.), € 2007
Heizöl leicht
Erdgas
Strom
Benzin bleifrei
Preise Grosshandel (o. MwSt.), € 2007
Heizöl leicht (Industrie)
Erdgas (Industrie)
Strom (Mischpreis)
Primärenergieverbrauch
Mineralöl
Gase
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Regenerative
Endenergieverbrauch
Private Haushalte
GHD
Industrie
Verkehr
Mineralölprodukte
Gas + LPG
Kohlen
Strom
Fernwärme
Erneuerbare
Nettostromerzeugung
Wasserkraft
Kernenergie
Steinkohle
Braunkohle
Erdgas
Wind
Sonstige
Bruttostromerzeugung
Wasserkraft
Kernenergie
Steinkohle
Braunkohle
Erdgas
Wind
Sonstige
Effizienzindikatioren
Primärenergieverbrauch pro Person
Energieproduktivität (BIP/PEV)
BIP / EEV Ind.
Pers.-km / EEV Pers.-verk. (ohne Luftverkehr)
Tonnen-km / EEV Güterverk.
CO2-Indikatoren
CO2-Emissionen (ohne int. Luftverkehr)
CO2 / BIP
CO2 / Einwohner
$2007/bbl
Absolutwerte
2012
2020
% p.a.
2030 20072012- 202020072012
2020
2030
2030
75
-3.1
2.0
0.8
0.4
69
59
69
Mio.
Mio.
Mrd. €2000
Mio.
Mrd. pkm
Mrd. tkm
82.3
39.7
2242
46.6
1047
568
82.0
40.6
2254
46.8
1061
615
81.4
41.5
2526
47.9
1078
737
79.7
42.0
2784
46.9
1068
880
-0.1
0.4
0.1
0.1
0.3
1.6
-0.1
0.3
1.4
0.3
0.2
2.3
-0.2
0.1
1.0
-0.2
-0.1
1.8
-0.1
0.2
0.9
0.0
0.1
1.9
€2007/l
0.58
7.75
20.6
1.33
0.60
7.57
22.6
1.29
0.61
7.63
23.4
1.35
0.65
7.85
22.6
1.38
0.7
-0.5
1.9
-0.6
0.2
0.1
0.4
0.6
0.6
0.3
-0.3
0.2
0.5
0.1
0.4
0.2
560
32
103.0
13993
33.6
22.3
14.2
11.5
11.0
7.0
8585
25.7
15.6
28.5
30.3
37.8
25.3
5.6
22.2
3.1
5.7
597
4.2
22.3
21.6
24.0
12.3
6.6
9.0
638
4.4
22.0
22.3
23.7
11.9
6.2
9.5
465
31
111.2
13403
35.0
20.5
13.0
10.6
10.8
9.0
8664
27.7
16.4
26.2
29.7
38.3
23.8
4.6
23.0
3.4
6.6
603
4.9
20.9
20.2
23.4
11.9
9.1
9.5
638
4.7
20.9
21.0
23.8
11.6
8.6
9.5
530
33
119.0
11979
35.4
22.9
13.0
10.6
2.1
13.7
8312
26.8
15.7
26.7
30.9
34.8
23.8
3.9
24.3
3.8
8.9
573
5.5
3.8
20.6
22.7
19.2
17.2
11.1
602
5.2
3.8
21.5
23.2
18.8
16.4
11.1
554
34
117.9
11021
35.4
24.4
10.6
10.7
0.0
16.5
7803
25.4
15.9
27.3
31.3
32.6
23.2
3.7
26.6
4.2
9.3
596
5.2
0.0
14.2
22.4
20.7
25.6
11.9
621
5.0
0.0
15.0
23.0
20.4
24.6
11.9
-3.6
-0.6
1.5
-0.9
-3.1
-1.7
-3.0
-1.7
-4.8
20.5
0.2
-1.5
-0.8
-1.3
-1.3
-4.0
-3.0
-5.0
2.3
2.2
23.1
0.2
1.5
-4.7
-1.9
0.7
8.9
48.6
16.3
0.0
1.5
-4.7
-1.9
0.7
8.9
48.6
16.3
1.6
0.8
0.9
-1.4
-1.2
0.0
-1.4
-1.4
-19.7
3.9
-0.5
-0.9
-1.1
-0.3
0.0
-1.7
-0.6
-2.5
0.1
0.9
3.4
-0.6
0.6
-19.7
-0.4
-1.0
5.4
7.6
1.3
-0.7
0.6
-19.7
-0.4
-1.0
5.4
7.6
1.3
0.4
0.3
-0.1
-0.8
-0.8
-0.2
-2.9
-0.7
-100.0
1.1
-0.6
-1.1
-0.5
-0.4
-0.5
-1.3
-0.9
-1.2
0.3
0.2
-0.3
0.4
0.0
-100.0
-3.2
0.2
1.1
4.5
1.1
0.3
0.0
-100.0
-3.2
0.2
1.1
4.5
1.1
0.0
0.3
0.6
-1.0
-1.5
-0.5
-2.4
-1.2
-100.0
6.0
-0.4
-1.1
-0.8
-0.5
-0.5
-2.0
-1.2
-2.5
0.7
0.9
5.7
0.0
0.5
-100.0
-2.0
-0.1
4.3
13.9
4.3
-0.1
0.5
-100.0
-2.0
-0.1
4.3
13.9
4.3
GJ / Pers.
Mrd. €2000/PJ
Mrd. €2000/PJ
Mrd. pkm/PJ
Mrd. tkm/PJ
170
0.16
0.92
0.70
0.77
163
0.17
0.99
0.73
0.86
147
0.21
1.14
0.82
0.93
138
0.25
1.31
1.00
1.02
Mio. t
g / €2000
t / Kopf
1990
1032
600
13.0
2007
839
374
10.2
2012
792
352
9.7
2030
584
210
7.3
ct2007 / kWh (Ho)
ct2007 / kWh
€2007/l
€2007/t
€2007 / MWh
€2007 / MWh
PJ
%
%
%
%
%
%
PJ
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
TWh
%
%
%
%
%
%
%
TWh
%
%
%
%
%
%
%
-0.8
-1.3
-0.6
-0.9
1.0
2.9
1.8
2.0
1.6
1.7
1.4
1.5
0.7
1.5
1.9
1.5
2.2
1.0
0.9
1.2
19901990- 201219902007
2012
2030
2030
-1.2
-1.2
-1.7
-1.4
-2.7
-2.4
-2.8
-2.6
-1.4
-1.3
-1.5
-1.4
Variante mit Laufzeitverlängerung
auf 40 Jahre (Rb)
Einheit
Ölpreis real
Deutschland
Bevölkerung
Private Haushalte
PKW-Bestand
Heizöl leicht
Erdgas
Strom
Benzin bleifrei
Erdgas (Industrie)
Strom (Mischpreis)
Mineralöl
Gase
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Regenerative
Endenergieverbrauch
Private Haushalte
GHD
Industrie
Verkehr
Mineralölprodukte
Gas + LPG
Kohlen
Strom
Fernwärme
Erneuerbare
Nettostromerzeugung
Wasserkraft
Kernenergie
Steinkohle
Braunkohle
Erdgas
Wind
Sonstige
Wasserkraft
Kernenergie
Steinkohle
Braunkohle
Erdgas
Wind
Sonstige
BIP / EEV Ind.
CO2-Indikatoren
$2007/bbl
CO2 / BIP
CO2 / Einwohner
2007
S5
Absolutwerte
2012
2020
% p.a.
2030 20072012- 202020072012
2020
2030
2030
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-3.1
2.0
0.8
0.4
69
59
69
Mio.
Mio.
Mrd. €2000
Mio.
Mrd. pkm
Mrd. tkm
82.3
39.7
2242
46.6
1047
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82.0
40.6
2257
46.8
1061
615
81.4
41.5
2537
47.9
1078
741
79.7
42.0
2789
46.9
1068
881
-0.1
0.4
0.1
0.1
0.3
1.6
-0.1
0.3
1.5
0.3
0.2
2.4
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0.1
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-0.1
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0.0
0.1
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€2007/l
0.58
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7.57
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-0.5
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0.1
0.4
0.2
560
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103.0
13993
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14.2
11.5
11.0
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25.7
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30.3
37.8
25.3
5.6
22.2
3.1
5.7
597
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22.3
21.6
24.0
12.3
6.6
9.0
638
4.4
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22.3
23.7
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6.2
9.5
465
31
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34.4
19.8
12.3
10.4
13.5
8.7
8671
27.7
16.4
26.3
29.7
38.3
24.0
4.5
23.2
3.4
6.3
616
4.8
26.1
18.5
22.7
10.1
8.9
8.9
651
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26.0
19.2
23.0
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26.7
30.9
34.8
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24.3
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17.4
21.5
10.2
16.6
10.6
629
5.0
18.5
18.2
22.0
10.0
15.8
10.6
554
34
117.9
10924
35.7
26.2
8.6
10.5
0.0
16.7
7801
25.4
15.8
27.4
31.4
32.5
23.4
3.7
26.6
4.1
9.2
594
5.3
0.0
10.1
21.6
25.4
25.7
11.9
618
5.1
0.0
10.7
22.3
25.2
24.7
12.0
-3.6
-0.6
0.7
-0.6
-3.2
-2.1
-3.7
-1.9
-0.1
20.0
0.2
-1.5
-0.8
-1.2
-1.3
-4.0
-2.9
-5.2
2.5
2.0
22.2
0.6
1.5
0.0
-3.2
0.5
5.7
48.6
15.4
0.4
1.5
0.0
-3.2
0.5
5.7
48.6
15.4
1.6
0.8
0.4
-1.0
-1.2
-1.2
-1.7
-1.4
-4.5
4.2
-0.5
-0.9
-1.0
-0.3
0.0
-1.7
-0.6
-1.6
0.0
0.7
3.8
-0.4
0.6
-4.5
-1.1
-1.0
-0.3
7.6
1.8
-0.4
0.6
-4.5
-1.1
-1.0
-0.3
7.6
1.8
0.4
0.3
0.7
-1.3
-0.9
1.6
-4.3
-1.0
-100.0
1.1
-0.6
-1.2
-0.6
-0.4
-0.5
-1.3
-0.8
-1.7
0.3
0.2
-0.3
-0.1
0.0
-100.0
-5.3
0.0
9.5
4.4
1.1
-0.2
0.0
-100.0
-5.3
0.0
9.5
4.4
1.1
0.0
0.3
0.6
-1.1
-1.5
-0.2
-3.3
-1.3
-100.0
6.0
-0.4
-1.1
-0.8
-0.5
-0.5
-2.0
-1.2
-2.5
0.7
0.8
5.7
0.0
0.5
-100.0
-3.4
-0.3
5.2
13.9
4.3
-0.1
0.5
-100.0
-3.4
-0.3
5.2
13.9
4.3
GJ / Pers.
Mrd. €2000/PJ
Mrd. €2000/PJ
Mrd. pkm/PJ
Mrd. tkm/PJ
170
0.16
0.92
0.70
0.77
166
0.17
0.99
0.73
0.86
154
0.20
1.14
0.82
0.93
137
0.26
1.31
1.00
1.01
Mio. t
g / €2000
t / Kopf
1990
1032
600
13.0
2007
839
374
10.2
2012
781
346
9.5
2030
581
208
7.3
ct2007 / kWh (Ho)
ct2007 / MWh
€2007/l
€2007/t
€2007 / MWh
€2007 / MWh
PJ
%
%
%
%
%
%
PJ
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
TWh
%
%
%
%
%
%
%
TWh
%
%
%
%
%
%
%
-0.5
-0.9
-1.1
-0.9
0.7
2.5
2.3
2.0
1.6
1.8
1.4
1.5
0.7
1.5
1.9
1.5
2.2
1.0
0.9
1.2
19901990- 201219902007
2012
2030
2030
-1.2
-1.3
-1.6
-1.4
-2.7
-2.5
-2.8
-2.6
-1.4
-1.4
-1.5
-1.4
S6
auf 60 Jahre (Rc)
Einheit
Ölpreis real
Deutschland
Bevölkerung
Private Haushalte
PKW-Bestand
Heizöl leicht
Erdgas
Strom
Benzin bleifrei
Erdgas (Industrie)
Strom (Mischpreis)
Mineralöl
Gase
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Regenerative
Endenergieverbrauch
Private Haushalte
GHD
Industrie
Verkehr
Mineralölprodukte
Gas + LPG
Kohlen
Strom
Fernwärme
Erneuerbare
Nettostromerzeugung
Wasserkraft
Kernenergie
Steinkohle
Braunkohle
Erdgas
Wind
Sonstige
Wasserkraft
Kernenergie
Steinkohle
Braunkohle
Erdgas
Wind
Sonstige
BIP / EEV Ind.
CO2-Indikatoren
$2007/bbl
CO2 / BIP
CO2 / Einwohner
2007
Absolutwerte
2012
2020
% p.a.
2030 20072012- 202020072012
2020
2030
2030
75
-3.1
2.0
0.8
0.4
69
59
69
Mio.
Mio.
Mrd. €2000
Mio.
Mrd. pkm
Mrd. tkm
82.3
39.7
2242
46.6
1047
568
82.0
40.6
2257
46.8
1061
616
81.4
41.5
2542
47.9
1078
742
79.7
42.0
2810
46.9
1068
888
-0.1
0.4
0.1
0.1
0.3
1.6
-0.1
0.3
1.5
0.3
0.2
2.4
-0.2
0.1
1.0
-0.2
-0.1
1.8
-0.1
0.2
1.0
0.0
0.1
2.0
€2007/l
0.58
7.75
20.6
1.33
0.6
7.57
22.1
1.29
0.61
7.63
21.2
1.35
0.65
7.85
20.9
1.38
0.7
-0.5
1.3
-0.6
0.2
0.1
-0.5
0.6
0.6
0.3
-0.1
0.2
0.5
0.1
0.0
0.2
560
32
103.0
13993
33.6
22.3
14.2
11.5
11.0
7.0
8585
25.7
15.6
28.5
30.3
37.8
25.3
5.6
22.2
3.1
5.7
597
4.2
22.3
21.6
24.0
12.3
6.6
9.0
638
4.4
22.0
22.3
23.7
11.9
6.2
9.5
465
31
106.7
13605
34.4
19.7
12.4
10.4
13.5
8.7
8668
27.7
16.4
26.2
29.7
38.3
23.9
4.6
23.3
3.4
6.3
616
4.8
26.0
18.4
22.7
10.1
8.9
9.0
651
4.6
26.0
19.2
23.0
9.8
8.5
9.0
530
33
105.4
12860
33.0
18.5
10.7
9.8
14.3
12.8
8344
26.8
15.6
26.8
30.8
34.7
23.5
4.4
24.5
3.7
8.8
627
5.0
25.6
14.3
20.5
8.5
16.1
10.1
659
4.7
25.7
14.9
20.9
8.3
15.3
10.1
554
34
105.4
11919
32.7
20.5
6.2
9.2
15.4
15.3
7824
25.5
15.6
27.5
31.4
32.4
23.1
3.9
27.2
3.7
9.1
663
4.7
24.2
5.8
18.5
13.1
23.0
10.7
691
4.5
24.5
6.1
19.1
12.9
22.1
10.7
-3.6
-0.6
0.7
-0.6
-3.2
-2.2
-3.6
-1.9
-0.1
20.1
0.2
-1.5
-0.8
-1.2
-1.3
-4.0
-3.0
-5.0
2.5
2.0
22.1
0.6
1.5
0.0
-3.2
0.5
5.7
48.6
15.6
0.4
1.5
0.0
-3.2
0.5
5.7
48.6
15.6
1.6
0.8
-0.1
-0.7
-1.2
-1.5
-2.5
-1.4
0.0
4.2
-0.5
-0.9
-1.1
-0.2
0.0
-1.7
-0.7
-1.0
0.1
0.6
3.7
0.2
0.6
0.0
-2.9
-1.0
-1.9
7.9
1.7
0.1
0.6
0.0
-2.9
-1.0
-1.9
7.9
1.7
0.4
0.3
0.0
-0.8
-0.9
0.3
-6.0
-1.4
0.0
1.0
-0.6
-1.1
-0.6
-0.4
-0.5
-1.3
-0.8
-1.8
0.4
-0.4
-0.3
0.6
0.0
0.0
-8.1
-0.4
5.0
4.2
1.1
0.5
0.0
0.0
-8.1
-0.4
5.0
4.2
1.1
0.0
0.3
0.1
-0.7
-1.5
-0.9
-4.3
-1.5
0.0
6.1
-0.4
-1.1
-0.8
-0.5
-0.5
-2.0
-1.3
-2.2
0.8
0.4
5.7
0.5
0.5
0.0
-5.3
-0.4
2.7
13.9
4.3
0.3
0.5
0.0
-5.3
-0.4
2.7
13.9
4.3
GJ / Pers.
Mrd. €2000/PJ
Mrd. €2000/PJ
Mrd. pkm/PJ
Mrd. tkm/PJ
170
0.16
0.92
0.70
0.77
166
0.17
0.99
0.73
0.86
158
0.20
1.14
0.82
0.93
150
0.24
1.30
1.00
1.02
Mio. t
g / €2000
t / Kopf
1990
1032
600
13.0
2007
839
374
10.2
2012
781
346
9.5
2030
537
191
6.7
ct2007 / kWh (Ho)
ct2007 / MWh
€2007/l
€2007/t
€2007 / MWh
€2007 / MWh
PJ
%
%
%
%
%
%
PJ
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
TWh
%
%
%
%
%
%
%
TWh
%
%
%
%
%
%
%
-0.5
-0.6
-0.5
-0.6
0.7
2.2
1.8
1.7
1.6
1.7
1.4
1.5
0.7
1.5
1.9
1.5
2.2
1.0
0.9
1.2
19901990- 201219902007
2012
2030
2030
-1.2
-1.3
-2.1
-1.6
-2.7
-2.5
-3.3
-2.8
-1.4
-1.4
-1.9
-1.6
Die Entwicklung der
Teil B
Kurzfassung
Kurzfassung
Inhaltsverzeichnis
Kiii
Inhaltsverzeichnis Kurzfassung
(1) Zusammenfassende Ergebnisdarstellung........................................... K1
Energie- und klimapolitische Ziele..................................................................... K1
(2) Einleitung und Rahmenannahmen ..................................................... K2
Zielsetzung und Vorgehensweise ...................................................................... K2
Rahmenannahmen der Referenzprognose .......................................................... K3
Ausreichend Energiereserven und -ressourcen .................................................... K4
Rohölpreise steigen nominal und real deutlich .................................................... K5
(3) Referenzprognose.............................................................................. K6
Primärenergieverbrauch rückläufig, Energieproduktivität steigt ............................. K6
Nutzung Erneuerbarer Energien........................................................................ K7
Treibhausgas-Emissionen sinken bis 2020 um 34 %, bis 2030 um 44 %................ K8
EU-Emissionszertifikatehandel und CO2-Preise .................................................... K9
Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch steigt bis 2020 auf 27 %.. K10
Deutschland wird mehr Strom importieren ....................................................... K11
Windkraft- und Erdgaskraftwerkskapazitäten nehmen stark zu........................... K12
Zukünftig leichter Anstieg der Strompreise....................................................... K13
Stromerzeugung mittels Kraft-Wärme-Kopplung nimmt zu, das nationale Verdopplungsziel wird dennoch nicht erreicht ........................................................ K14
Endenergieverbrauch sinkt bis 2030 um 15 % .................................................. K15
Verdopplung des Beitrages der Erneuerbaren Energien zum Bruttoendenergieverbrauch bis 2030....................................................................................... K16
Endenergieverbrauch der Industrie ................................................................. K17
Endenergieverbrauch des GHD-Sektors geht deutlich zurück .............................. K18
Endenergieverbrauch der Haushalte sinkt trotz steigender Wohnfläche................. K19
Endenergieverbrauch des Verkehrssektors sinkt nach 2015 ................................ K20
(4) Varianten mit Laufzeitverlängerung ................................................ K21
Laufzeitverlängerung erleichtert den Klimaschutz .............................................. K21
Primärenergieverbrauch bei Laufzeitverlängerung ............................................. K22
Geringere THG-Emissionen und Zertifikatspreise bei Laufzeitverlängerung ............ K23
Strombereitstellung bei Laufzeitverlängerung ................................................... K24
Statistisches Energieversorgungsrisiko ............................................................ K25
(5) Ausblick 2050 .................................................................................. K26
(6) Sensitivitätsanalysen....................................................................... K27
Kurzfassung
Zusammenfassende Ergebnisdarstellung
K1
Zusammenfassende Ergebnisdarstellung
Energie- und klimapolitische Ziele
Status Quo
(2008)
Ziel 2020
Erläuterung
THG-Em issionen
-20%
(1990-2007)
-21% (bis 2012)
(-40%)
-40% nur, w enn
EU-w eit Reduktion
um 30%
CO2-Em issionen
-19%
(1990-2007)
Referenzprognose bei
Kernenergieausstieg (Ra)
Varianten m it
2020
2030
2020
2030
-34%
-44%
-35% bis -37%
-44% bis -49%
-33%
-43%
-34% bis -36%
-44% bis -48%
Energie aus
erneuerbaren
Quellen
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
Bruttoendenergieverbrauch
16%
20%
16%
20%
Strom aus
Erneuerbaren
Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am
Bruttostromverbrauch
27%
36%
27%
35% bis 37%
Wärm e aus
Erneuerbaren
Energien
ca. 6%
14%
Anteil am Endenergieverbrauch für Wärme
15%
17%
15%
17%
+83%
+119%
+71% bis +76%
+104% bis
+121%
(1990-2020)
(1990-2030)
(1990-2020)
(1990-2030)
-14,2%
-19,7%
-13,9% bis
-14.1%
-19,5% bis
-19,8%
10.5%
10.5%
10.5%
10.5%
19%
20%
15% bis 17%
16% bis 20%
22 TWh
0 TWh
111 bis 160
TWh
0 bis 160 TWh
1,84%/a
(1990-2008)
Energieeffizienz
Biokraftstoffanteil
Verdopplung
(=+100%) der
Energieproduktivität
(BIP/PEV)
-9% Endenergie
(bis 2016,
Einsparrichtw ert)
7,3%
7%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
Verdopplung auf
etw a 25 %
Strom erzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
Basisjahr: 1990
Basis: EEV
Durchschnitt
2001-2005
Gemessen als
Treibhausgaseinsparung (Änderung
der Systematik)
In der Referenzprognose, wie auch in
den Varianten mit Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke,
wird die Vorgabe der Energieeffizienzrichtlinie der EU eingehalten, zwischen
2008 und 2016 den Endenergieverbrauch
um 9 % zu senken. Dies gelingt, weil
Deutschland bereits frühzeitig Maßnahmen
zur effizienten Verwendung von Energie
ergriffen hat.
Ebenso werden die Ziele für den Ausbau Erneuerbarer Energien nahezu
erreicht oder gar leicht übertroffen.
Aufgrund der umfassenden politischen
Förderung der Erneuerbaren Energien hat
die verlängerte Kernenergienutzung
praktisch keinen Einfluss auf die Anteile der Erneuerbaren Energien am
Bruttoendenergieverbrauch, bei der Wär-
meerzeugung und in der Stromerzeugung
sowie bei den Biokraftstoffen.
Das im Rahmen des Kyoto-Protokolls
für Deutschland festgelegte Ziel, den
Treibhausgas-Ausstoß bis 2012 um 21 %
gegenüber 1990 zu reduzieren, wird
deutlich übertroffen.
Nicht erreicht wird das nationale Ziel,
bis 2020 den Anteil des KWK-Stroms an
der Stromerzeugung gegenüber 1990 auf
25 % zu verdoppeln, ebenso wenig wie
das Ziel der „Verdopplung der Energieproduktivität“ zwischen 1990 und 2020.
Allerdings setzt dieses sehr ambitionierte
Ziel für die Zeit von 2005 bis 2020 eine
jährliche Steigerung der Energieproduktivität von rund 3 % voraus, während zwischen 1990 und 2008 im Schnitt lediglich
1,84 % erreicht wurden.
K2
Einleitung und Rahmenannahmen
Kurzfassung
Zielsetzung und Vorgehensweise
Vor dem Hintergrund eines derzeit
schwindenden Beitrags heimischer Energieträger und zunehmender Klimaschutzanstrengungen schätzt die Energieprognose 2009 die Entwicklung von Angebot und Nachfrage nach Energie in
Deutschland bis zum Jahr 2030 und
unternimmt einen Ausblick auf 2050. Die
im Rahmen der Energieprognose 2009
getroffenen quantitativen Aussagen sind
dabei als eine wahrscheinliche Entwicklung
von Energieverbrauch und –versorgung in
Deutschland zu verstehen, wenn die unterstellen energieund klimapolitischen
Rahmensetzungen und Maßnahmen ihre
Wirkung entfalten und die Annahmen hinsichtlich der Entwicklung unsicherer Einflussfaktoren, wie z. B. der Ölpreisentwicklung, eintreffen würden.
Es wird ein integrierter, modellgestützter Analyseansatz verfolgt, der die deutschen Energiemärkte als Teil des europäischen Energiesystems abbildet.
Damit soll der Einbettung der deutschen
Energieversorgung in den Europäischen
Binnenmarkt ebenso Rechnung getragen
werden wie der sachgerechten Erfassung
der Wirkungen transnationaler, EU-weiter
Regulierungsansätze, wie dem Europäischen Emissionshandelssystem.
Im Rahmen dieses integrativen Analyseansatzes werden zwei alternative Zukunftspfade der Energieversorgung in
Deutschland analysiert, die sich lediglich
in einem Punkt unterscheiden: Die Referenzprognose geht vom gesetzlich geregelten Kernenergieausstieg aus, wohingegen in zwei Varianten eine Verlängerung der Laufzeit der bestehenden
deutschen Kernkraftwerke auf 40
bzw. 60 Jahre angenommen wird.
Zusätzliche Sensitivitätsanalysen dienen der Ermittlung von Auswirkungen der
Variation zentraler Einflussgrößen, wie der
demographischen oder wirtschaftlichen
Entwicklung. Die für die Analysen wesentlichen Parameter werden auf Basis wissenschaftlich anerkannter empirischer Untersuchungsmethoden bestimmt.
Die Energieprognose 2009 wurde begleitet von einem Kreis von Wissenschaftlern mit langjähriger Erfahrung im
Bereich der Modellierung und Szenarioanalyse. Aufgabe dieses wissenschaftlichen Begleitkreises war die unvoreingenommene methodische und inhaltliche
Beratung. Im Vordergrund stand die Plausibilitätsprüfung der Prognose.
Kurzfassung
K3
Rahmenannahmen der Referenzprognose
Einheit
2007
2012
2020
2030
Bevölkerung
Mio.
82,3
82,0
81,4
79,7
Haushalte
Mio.
39,7
40,6
41,5
42,0
2
Wohnfläche
Mio. m
3 444
3 574
3 788
4 015
Reales Bruttoinlandsprodukt
Mrd. €2000
2 242
2 254
2 526
2 784
Personenverkehrsleistung
(ohne Luftverkehr)
Mrd. pkm
1 047
1 061
1 078
1 068
Mrd. tkm
568
615
737
880
Quelle: Destatis, UBA, IER
Die demografische und die wirtschaftliche Entwicklung stellen wesentliche Determinanten für den
Energieverbrauch dar.
Die Referenzprognose geht von einem
Schrumpfen der Bevölkerung auf
79,7 Mio. Menschen im Jahr 2030 aus.
Dies sind 2,5 Mio. weniger als Ende 2007
in Deutschland lebten.
Trotz
des
Bevölkerungsrückgangs
nimmt die Zahl der Haushalte auch
künftig weiterhin zu. Die Haushaltsprognose ergibt einen Anstieg der Zahl
der Haushalte auf 42,0 Mio. im Jahr 2030.
Dies sind 2,3 Mio. Haushalte mehr als
im Jahr 2007, was insbesondere auf die
steigende Zahl der Ein- und Zweipersonenhaushalte zurückzuführen ist.
Zum anderen steigt der Wohnraum pro
Kopf mit sinkender Haushaltsgröße und
somit der Bedarf an Raumwärme. Zwischen 2007 und 2030 erhöht sich die
Gesamtwohnfläche annahmegemäß um
circa 18 % auf rund 4 Mrd. m2. Im Durchschnitt beträgt damit die Wohnfläche pro
Kopf im Jahr 2030 etwa 50,4 m2.
Für den Zeitraum von 2012 bis 2030
wird eine durchschnittliche Wachstumsrate des Bruttoinlandsprodukts
von 1,2 % pro Jahr unterstellt. Mit dem
Schrumpfen und der zunehmenden Alterung der Bevölkerung geht ein Rückgang
des Erwerbspersonenpotenzials einher,
was zu einem stetigen Sinken des wirtschaftlichen
Wachstumspotenzials
bis
2030 führt.
Wegen der schweren weltweiten Rezession wird in der Referenzprognose von
einem Rückgang des Bruttoinlandsprodukts in Deutschland um 5,5 % im Jahr
2009 gegenüber dem Vorjahr ausgegangen. Für das Jahr 2010 wird mit einem
leichten Anstieg um 0,6% gegenüber
2009 gerechnet. Der ursprüngliche
Wachstumspfad der deutschen Volkswirtschaft wird erst im Jahr 2014 wieder erreicht.
Bei der Personenverkehrsleistung
wird bis zum Jahr 2020 von einem leichten Anstieg ausgegangen, bevor diese,
bedingt durch den Bevölkerungsrückgang,
bis 2030 wieder etwa auf das Niveau von
2012 zurückgeht.
Die Güterverkehrsleistung ist stark
abhängig von der Entwicklung der volkswirtschaftlichen Produktion. Mit der einsetzenden wirtschaftlichen Erholung steigt
die Güterverkehrsleistung wieder deutlich
an und liegt im Jahr 2030 mit circa
880 Mrd. Tonnenkilometer rund 55 % höher als im Jahr 2007.
K4
Kurzfassung
Ausreichende Energiereserven und -ressourcen
82
Uran
437
274
Braunkohle
4433
132
Steinkohle
2971
60
140
Erdgas
40
64
Erdöl
0
1000
2000
3000
Reserven + Ressourcen
4000
5000 Jahre
Reserven
Quelle: BGR
Rund vier Fünftel des weltweiten Energieverbrauchs werden derzeit durch die
drei fossilen Brennstoffe Erdöl, Erdgas und
Kohle gedeckt.
Von einer Erschöpfung dieser Energierohstoffe ist bis 2030 nicht auszugehen, ebenso wenig wie bei Uran. So würde man mit den heutigen Reserven an
Steinkohle bei unverändertem Verbrauch
noch rund 130 Jahre auskommen, bei
Braunkohle beträgt die Reichweite sogar
rund 270 Jahre. Bei gegenwärtiger Förderung reichen die Reserven an Erdgas
noch für 60 Jahre, die Reserven an Erdöl
noch für 40 Jahre.
Zählt man zu den Reserven noch die
gegenwärtig nicht wirtschaftlich förderbaren Ressourcen hinzu, so reichen die
Ölvorkommen für 64 Jahre, bei Gas für
140 Jahre. Steinkohle wäre für etwa 3 000
und Braunkohle für mehr als 4 000 Jahre
vorhanden.
Wenngleich diese Energierohstoffe somit in den nächsten beiden Jahrzehnten
prinzipiell in ausreichendem Maße
verfügbar sind, ist damit zu rechnen,
dass deren Förderung aus vielerlei
Gründen zunehmend teurer wird, etwa
weil die Rohstoffe in entlegenen Gebieten gewonnen werden müssen. Dies hat
Auswirkungen auf die Weltmarktpreise und somit auf die heimische Energienachfrage. Bedenklich ist nicht zuletzt,
dass gerade die Vorkommen an Rohöl
sich in starkem Maße auf bestimmte Regionen der Welt konzentrieren.
Demgegenüber wirken preisdämpfende
Faktoren wie eine Verbesserung der Ausbeute konventioneller Ölfelder, eine verstärkte Nutzung unkonventioneller Vorkommen und alternativer Kraftstoffe sowie
eine zunehmende Substitution von Mineralölprodukten durch alternative Energieträger, u. a. in der Industrie oder auch im
Verkehrssektor.
Kurzfassung
K5
Rohölpreise steigen nominal und real deutlich
Reale Rohölpreise des
OPEC-Korbs in US $2007/bbl
Nominale Rohölpreise des
OPEC-Korbs in US $/bbl
Preispfad
Referenzprognose
„Hohe Ölpreise“
Referenzprognose
„Hohe Ölpreise“
2007
69
69
69
69
2012
59
67
66
75
2015
63
75
76
91
2020
69
87
93
117
2025
73
95
110
143
2030
75
100
127
169
Quelle: BMWi, IER
Die Referenzprognose geht von einem
Anstieg des realen Ölpreises zwischen
2010 und 2030 aus. Der hier stellvertretend dargestellte Durchschnittspreis für
die Rohölsorten des OPEC-Korbes steigt
demnach bis 2030 auf 75 $/bbl (in Preisen
von 2007). Bei einer unterstellten Inflationsrate von 2,3 % pro Jahr läge der nominale Ölpreis im Jahr 2030 bei
127 $/bbl.
Um der Unsicherheit bezüglich der
künftigen Entwicklung des Ölpreises
Rechnung zu tragen, wird in der Energieprognose in den Sensitivitätsanalysen ein
zweiter Preispfad („Hohe Ölpreise“)
verwendet. Dabei wird bis 2030 ein Rohölpreis von 100 $2007/bbl erreicht (nominal
169 $/bbl).
Es besteht eine hohe Korrelation zwischen dem Weltmarktpreis für Rohöl
sowie den Grenzübergangs- und Verbraucherpreisen in Deutschland. Daher
können aus den getroffenen Rohölpreisannahmen die künftigen Grenzübergangs-
preise sowie die
abgeleitet werden.
Endverbraucherpreise
Bezüglich der Preisentwicklung für
Kraftwerkskohle wird allerdings von
einem die Nachfrage dämpfenden Effekt durch die Pönalisierung des CO2Ausstoßes in Folge des Emissionshandels
ausgegangen. Folglich ergibt sich ein unterproportionaler Preisanstieg für Kraftwerkskohle im Vergleich zu den Rohölpreisen.
Die Verbraucherpreise ergeben sich
ausgehend von der historischen Korrelation mit den Rohölpreisen und steigen somit im Zeitverlauf deutlich an. Demnach
erhöhen sich für die Haushalte die Benzinpreise nominal von durchschnittlich
1,33 € je Liter im Jahr 2007 auf rund
2,30 € je Liter im Jahr 2030. Die Dieselpreise
steigen
von
durchschnittlich
1,17 €/Liter im Jahr 2007 auf 2,14 €/Liter
im Jahr 2030. Für die Industrie nimmt der
nominale Preis für leichtes Heizöl von
560 €/Tonne im Jahr 2007 auf 936 € je
Tonne im Jahr 2030 zu.
Referenzprognose
K6
Kurzfassung
Referenzprognose
Primärenergieverbrauch rückläufig,
Energieproduktivität steigt
16000
280
14269 14401
14465
14756
13993
Primärenergieverbrauch [PJ]
14000
245
13403 13052
11979
12000
11253 11021
210
10000
175
8000
140
6000
105
4000
70
2000
35
0
Energieproduktivität [€2000/GJ]
14905
0
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasser, Wind, Solar
Sonst. Erneuerbare Energien
Müll (nicht-ern.)
Stromimport-saldo
BIP/PEV
Quelle: AGEB, IER
Der Primärenergieverbrauch (PEV)
sinkt in der Referenzprognose in Deutschland bis zum Jahr 2020 um 14 % gegenüber 2007, bis zum Jahr 2030 sogar um
21 %.
Demgegenüber geht die Nutzung fossiler Energieträger künftig zurück. So sinkt
der Verbrauch an Stein- und Braunkohle bis 2030 um knapp 35 %, von 3 602 PJ
im Jahr 2007 auf rund 2 347 PJ.
Damit einher geht eine jährliche Steigerung der gesamtwirtschaftlichen Energieproduktivität, welche das Verhältnis
von Bruttoinlandsprodukt zu Primärenergieverbrauch darstellt, um 2,0 %. Die
Energieproduktivität steigt bis 2020 um
circa 83 % gegenüber 1990.
Entgegen dem Trend der vergangenen
Jahrzehnte nimmt der Verbrauch an Erdgas bis zum Jahr 2030 um rund 14,5 %
ab, von 3 118 PJ im Jahr 2007 auf
2 690 PJ. Aufgrund des noch stärkeren
Rückgangs des Primärenergieverbrauchs
nimmt der Anteil dieses Energieträgers am
Primärenergieverbrauch aber noch zu.
Die Erneuerbaren Energien gewinnen künftig erheblich an Bedeutung:
Ausgehend von einem Anteil am Primärenergieverbrauch von 7 % im Jahr 2007
wächst deren Beitrag bis 2020 auf rund
13,5 % und weiter auf 17 % im Jahr
2030.
Der Verbrauch an Mineralölen verringert sich bis 2030 um 17 %, von
rund 4 700 PJ im Jahr 2007 auf circa
3 900 PJ. Die Kernenergienutzung läuft
in der Referenzprognose sukzessive bis
zum Jahr 2022 aus.
Kurzfassung
Referenzprognose
K7
Nutzung Erneuerbarer Energien
1200
0,6%
2,2%
1000
67
1,5%
161
68
5,8%
642
1820 PJ
0,8%
88
550
0,6%
5,0%
Primärenergieverbrauch Erneuerbare Energien 2030
(absolute Werte und Anteil am gesamten PEV)
245
800
600
400
200
0
Strom u. sonst.
Wärme/Kälte
Umwandlung
Photovoltaik
Wasserkraft
Windkraft
biogen fest
biogen flüssig/gasförmig
Solarthermie
Verkehr
Geothermie + Umgebungswärme
Quelle: IER
Erneuerbare Energien tragen 2030
vorwiegend zur Stromerzeugung bei.
Dieser Verwendungszweck macht einen
Anteil von 56 % am Primärenergieverbrauch von Erneuerbaren Energien aus.
eingesetzt. 47 % entfallen auf die Wärme- und Kältebereitstellung in Industrie,
Haushalten und Gewerbe-Handel-Dienstleistung (GHD) sowie 20 % auf den Verkehrssektor.
Mit einem Anteil von 53 % an der regenerativen Stromerzeugung dominiert die
Windenergie,
gefolgt
von
Biomasse
(28 %) und Wasserkraft (9 %).
Im Wärmemarkt ist für die Steigerung
des Einsatzes der Erneuerbaren Energien
das Erneuerbare Energien Wärmegesetz (EEWärmeG) maßgeblich. Langfristig wirkt dem Ausbau der Erneuerbaren
Energien zur Wärmebereitstellung der sinkende Raumwärmebedarf (infolge der Bestimmungen der Energieeinsparverordnung (EnEv)) entgegen.
Die deutliche Steigerung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien setzt vor allem die Erschließung des
Offshore-Wind-Potenzials voraus. 2030
werden 54 % des Windstroms in OffshoreAnlagen erzeugt.
Die bedeutendsten Erneuerbaren
Energieträger sind jedoch biogene
Rohstoffe. Biomasse, erneuerbare Abfälle
und Biokraftstoffe erbringen 2030 knapp
die Hälfte des Primärenergieverbrauchs
auf Basis Erneuerbarer Energien.
Die biogenen Rohstoffe werden
2030 zu 32 % zur Stromerzeugung
Der Einsatz von Biokraftstoffen im
Verkehrsektor erfolgt entsprechend
den gesetzlichen Mindestquoten. Infolge des rückläufigen Kraftstoffverbrauchs reduziert sich der Verbrauch an
Biokraftstoffen in absoluten Zahlen langfristig wieder.
Referenzprognose
K8
Kurzfassung
Treibhausgas-Emissionen sinken bis 2020 um 34 %,
bis 2030 um 44 %
1200
-11,3% -15,2% -18,9%
-20,0%
-24,5% -26,6% -34,2% -42,6%
-44,0%
THG-Emissionen [Mio t CO2 äqu.]
1000
Reduktion gg.
1990
Diffuse
Emissionen aus
Brennstoffen
800
Verkehr (ohne
int. Luftverkehr)
600
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
400
Industrie
Umwandlung/
Erzeugung
200
0
1990
1995
2000
2005
2007
Der Ausstoß von Treibhausgasen
(THG) sinkt in Deutschland bis 2020
um circa 34 %, bis 2030 um 44 %
gegenüber 1990. Im Jahr 2012 beträgt die
Reduktion annähernd 25 %, sodass die im
Rahmen des Kyoto-Protokolls für Deutschland vorgegebene Reduktionsverpflichtung von 21 % deutlich übertroffen
wird.
Den größten Beitrag zur Emissionsminderung leistet der Umwandlungssektor (öffentliche Strom- und
Wärmeerzeugung, Raffinerien, übrige Umwandlungsbereiche), dessen THG-Emissionen sich zwischen 1990 und 2030 beinahe halbieren. Dadurch verringert sich
der Anteil dieses Sektors am gesamten
THG-Ausstoß zwischen 2007 und 2030
von 46 % auf 36 %. Nach 2020 spielt
hier insbesondere die CO2-Abscheidung
eine zunehmend bedeutendere Rolle.
Sie steigt bis 2030 auf 53 Mio. t CO2 an.
2012
2015
2020
2025
2030
Quelle: UBA, IER
Der THG-Ausstoß der Industrie reduziert sich zwischen 2007 und 2020
um 11 % bzw. 20 Mio. t CO2 äqu., bis
2030
um
beinahe
17 %
bzw.
29 Mio. t. CO2 äqu.
Der Anteil der Sektoren Haushalte,
Landwirtschaft und Gewerbe, Handel,
Dienstleistungen (GHD) an den Emissionen liegt über den gesamten Betrachtungszeitraum bei ca. 17 %.
Im Verkehrssektor ist bis 2020 ein
Rückgang des THG-Ausstoßes um 6 %
und bis 2030 um 23 % zu erwarten. Im
Jahr 2030 entfallen circa 21 % der THGEmissionen auf den Verkehrssektor. Bei
Berücksichtigung der im Kyoto-Protokoll
nicht erfassten Emissionen aus dem internationalen Luftverkehr läge der THGAusstoß des Verkehrssektors im Jahr 2020
rund 28 Mio. t CO2 äqu. und 2030 circa
32 Mio. t CO2 äqu. höher.
Kurzfassung
Referenzprognose
K9
EU-Emissionszertifikatehandel und CO2-Preise
45%
45
Deutschland
EU-27
40
35%
34%
34%
33%
28%
30%
25%
35
32%
30
28%
25
23%
21%
20%
20%
15%
20
15%
14%
13%
15
CO2-Preis [€2007/tCO2]
Reduktion CO2 Emissionen [%]
40%
10%
10%
10%
7%
6%
5%
3%
8%
8%
10
5
2%
0%
0
2012
2015
2020
2025
ETS-Reduktion (Basis 2005)
2030
2012
2015
Non-ETS-Reduktion (Basis 2005)
Den klimapolitischen Vorgaben der
EU für Deutschland bis 2020 wird in
der Energieprognose 2009 Rechnung getragen: Im Rahmen des Emissionshandels (ETS) müssen die beteiligten Sektoren (vor allem Stromerzeugung und energieintensive Industrien) ihren CO2-Ausstoß
EU-weit um 21 % bis 2020 gegenüber
2005 reduzieren. Für die nicht am Emissionshandel beteiligten Sektoren (insbesondere private Haushalte und Verkehr) gilt
für 2020 ein EU-weites Minderungsziel von
10 % sowie für Deutschland ein nationales
Minderungsziel von 14 % bezogen auf
2005.
Diese im Rahmen der EU-Lastenverteilung bestimmte Reduktionsvorgabe wird
deutlich übertroffen: Bis 2020 können
die Emissionen der nicht am Emissionshandel beteiligten Sektoren in
Deutschland um fast 23 % reduziert
werden. Im Gegensatz dazu wird auf EUEbene das Ziel einer entsprechenden Reduktion um 10 % nicht erreicht.
2020
2025
ETS CO2-Preis
2030
Quelle: IER
Der Emissionshandel gewährleistet
hingegen, dass das europäische Emissionsreduktionsziel von 21 % für die
beteiligten Sektoren eingehalten wird.
Die Preise für Emissionszertifikate steigen bis 2015 auf rund 40 €2007 je Tonne
CO2 an. Maßgeblich dafür sind die Reduktion der jährlich zugeteilten Zertifikatsmenge, eine nach Überwindung der Wirtschaftskrise weiter steigende Stromnachfrage in der EU-27, der Rückgang der
Stromerzeugung aus Kernenergie in
Deutschland, die Aufnahme des Luftverkehrs in das Emissionshandelssystem ab
2012 sowie die in den ersten Jahren begrenzten Zubaumöglichkeiten neuer Kraftwerkskapazitäten. Nach 2015 sinken die
Zertifikatspreise aufgrund neuer CO2-Vermeidungsoptionen bis 2025 auf 28 €2007 je
Tonne und steigen erst nach 2030 deutlich
an
(53 €2007/t CO2
in
2040
und
88 €2007/t CO2 in 2050).
Referenzprognose
K10
Kurzfassung
Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch
steigt bis 2020 auf 27 %
42%
650
600
577
606
611
615
620
543
550
Nettostrombereitstellung [TWh]
578
630
509
500
502
Stromimportsaldo
39%
36%
Sonstige / Müll
nicht-ern.
33%
Sonstige
Erneuerbare
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
Anteil Erneuerbarer Energien am
700
Biomasse /
Müll ern.
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
-3%
-50
1990
1995
2000
2005
2007
2012
Bis spätestens 2022 läuft die Stromerzeugung aus Kernenergie aus. Dies
trägt zu einem Rückgang der Nettostromerzeugung1 bis 2025 um gut 4 %
gegenüber 2007 bei. Danach steigt die
Nettostromerzeugung wieder an und liegt
im Jahr 2030 mit 596 Mrd. kWh (TWh)
etwa auf dem Niveau von 2007.
Um trotz sinkender Erzeugung nach
Überwindung der Wirtschaftskrise eine
wieder steigende inländische Stromnachfrage befriedigen zu können, wird
ab 2012 vermehrt Strom importiert.
Der Stromimportsaldo erreicht 2025 mit
48 TWh seinen Maximalwert.
Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren
Energien nimmt kontinuierlich zu, von
91 TWh im Jahr 2007 auf 173 TWh in
2020 sowie 239 TWh in 2030.
1
2015
2020
2025
2030
Steinkohle
Anteil Erneuerbarer Energien
Quelle: AGEB, IER
Ausgehend von rund 14 % im Jahr 2007
wird der Anteil Erneuerbarer Energien
am Bruttostromverbrauch bis 2020 auf
27 % steigen und 2030 mehr als 36 %
betragen. Demnach wird das für 2020
formulierte Ziel, mindestens 30 % des
Bruttostromverbrauchs mittels Erneuerbaren Energietechnologien zu erzeugen, geringfügig verfehlt.
Im Jahr 2030 entfallen noch circa
58 % der Stromerzeugung auf fossile
Energieträger. Während sich der Anteil
von Steinkohle von knapp 22 % im Jahr
2007 auf 14 % im Jahr 2030 reduziert,
erhöht sich der Anteil von Erdgas im gleichen Zeitraum von etwa 12 % auf beinahe
21 %. Braunkohle erreicht mit rund 22 %
an der Stromerzeugung im Jahr 2030 annährend denselben Anteil wie 2007.
Der Unterschied zwischen der Nettostromerzeugung und dem Bruttostromverbrauch liegt im Eigenverbrauch der
Kraftwerke und in den Stromimporten. Die Summe aus Nettostromerzeugung und Kraftwerkseigenverbrauch
stellt die Bruttostromerzeugung dar. Die Summe aus Bruttostromerzeugung und den Nettostromimporten bildet
wiederum den Bruttostromverbrauch.
Kurzfassung
Referenzprognose
K11
Deutschland wird mehr Strom importieren
2012
2020
∑ + 2,5 TWh
∑ + 37,9 TWh
+10,1
-10,7
+14,1
+1,9
-8,3
+5,1
+0,6
+17,9
-7,2 -7,0
-4,0
0
Nach 2012 ist − im Fall eines Kernenergieausstiegs − mit einem Anstieg der
Stromimporte zu rechnen. Aufgrund der
Strompreisdifferenzen zu den Nachbarländern tragen verstärkte Nettostromimporte
mit dann rund 38 TWh in 2020 zur kosteneffizienten
Strombereitstellung
in
Deutschland bei.
Wichtigstes Importland ist Frankreich, das in 2012 netto 18 Mrd. kWh
Strom liefert. Zum Vergleich: Dies sind
rund 3 % der Nettostromerzeugung in
Deutschland. Im Saldo werden 2012 weitere 12 Mrd. kWh aus Skandinavien importiert.
Nettostromexporte
bzw.
negative
Importsalden sind in 2012 vor allem für
Österreich und die Schweiz zu verzeich-
-3,8
+3,6
+27,9
-3,2
-0,2
Stromaustausch [TWh]
(positiver Wert = Nettoimport; negativer Wert = Nettoexport)
Stromimporte und –exporte halten
sich im Jahr 2012 noch nahezu die
Waage.
+3,4
Quelle: IER
nen sowie für die Niederlande und Polen.
Die
zunehmenden
Stromimporte
Deutschlands nach 2012 werden vor allem
aus Frankreich importiert: Die Nettoimporte aus Frankreich steigen zwischen
2012 und 2020 um fast 60 %. Zudem
steigen die Nettoimporte aus den skandinavischen Ländern in 2020 auf fast
18 Mrd. kWh an.
Demgegenüber gehen die Nettostromexporte nach Polen und in die Länder der
Alpenregion sowie in die Niederlande
stark zurück. In 2020 ist ein Rückgang
der Nettoexporte gegenüber 2012 für Polen um fast 5 Mrd. kWh zu verzeichnen,
für die Länder der Alpenregion um
11 Mrd. kWh und für die Niederlande um
7 Mrd. kWh.
Referenzprognose
K12
Kurzfassung
Windkraft- und Erdgaskraftwerkskapazitäten
nehmen stark zu
200
182
180
Sonstige
Erneuerbare
168
157
Nettoengpassleistung [GW]
160
153
Sonstige / Müll nichtern.
156
Biomasse / Müll ern.
143
140
120
134
119
117
Solar
121
Wind
100
Wasserkraft
80
Kernenergie
60
Erdgas
40
Mineralöl
20
Braunkohle
0
Steinkohle
1990
1995
2000
2005
2007
Die Nettoengpassleistung des deutschen
Kraftwerkparks steigt bis zum Jahr 2030
gegenüber 2007 um 27 % an. Sie beträgt
dann rund 180 Gigawatt (GWel).
Die Nettoengpassleistung auf Basis Erneuerbarer Energie wird erheblich gesteigert: 2030 werden Technologien zur
Nutzung Erneuerbarer Energien mit
93 GWel rund die Hälfte der installierten Kraftwerksleistung ausmachen.
Den mit Abstand größten Anteil an
der Kraftwerksleistung auf Basis Erneuerbarer Energien wird die Windkraft repräsentieren. Entscheidend dafür ist der forcierte Ausbau der OffshoreWindkapazitäten, die im Jahr 2030 rund
25 GWel betragen.
In den Jahren von 2012 bis 2030 werden – angesichts des Kernenergieaus-
2012
2015
2020
2025
2030
Quelle: AGEB, IER
stiegs und altersbedingter Kraftwerksabgänge – rund 46 GWel fossil befeuerter
Kraftwerksleistung neu errichtet, was
etwa der Hälfte der in 2030 installierten
fossil befeuerten Kraftwerksleistung entspricht.
Damit ändert sich die installierte Leistung fossil befeuerter Kraftwerke insgesamt nur geringfügig und bewegt
sich auf einem Niveau von etwa 80 GWel.
Die Leistung der Erdgas-Kraftwerke
wird sich dabei bis 2030 auf 51 GWel in
etwa verdoppeln. Ein großer Teil dieser
Kraftwerksleistung wird zum Ausgleich der
fluktuierenden Stromerzeugung auf Basis
Erneuerbarer Energien und zum Ersatz
stillgelegter Kern- und Kohlekraftwerke
genutzt. So nimmt die Kraftwerksleistung
auf Basis von Kohle bis 2030 um 18 GWel
ab, auf dann 31 GWel.
Kurzfassung
Referenzprognose
K13
Zukünftig leichter Anstieg der Strompreise
140
250
Industrie
Haushalte
120
Strompreis [EUR
2007 /MWh]
200
100
150
80
60
100
40
50
20
0
0
2000 2005 2007
Erzeugung, Transport, Verteilung
2012 2015 2020 2025 2030
EEG
KWKG
Jahresdurchschnittspreis Großhandelsmarkt BASE
2000 2005 2007
Konzessionsabgabe
2012 2015 2020 2025 2030
Stromsteuer
MWSt
Jahresdurchschnittspreis Großhandelsmarkt PEAK
Quelle: EEX, IER
Die Großhandelspreise für Strom (Jahresdurchschnittspreis) stellen sich langfristig bei den Baseload-Strompreisen auf
einem Niveau von circa 50 €2007/MWh und
bei den Peakload-Strompreisen bei etwa
59 €2007/MWh ein.
Die Höhe der Strompreise für Endkunden wird wesentlich durch die Erzeugungskosten, aber auch durch die gesetzlichen Abgaben und Steuern bestimmt.
Die
Industriestrompreise
(ohne
Strom- und Mehrwertsteuer) steigen bis
2030
auf
ein
Niveau
von
etwa
118 €2007/MWh.
Dabei bleiben die Preiskomponenten Erzeugung, Transport und Verteilung annähernd konstant und erreichen in 2030
knapp 94 €2007/MWh. Im Gegensatz dazu
führt die über das EEG induzierte Ausweitung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien zu einer Erhöhung der ge-
setzlichen Umlage. Damit verdoppeln sich
die abgabebedingten Preisbestandteile für
den Industriestrom von 12 €2007/MWh in
2007 auf 24 €2007/MWh im Jahr 2030.
Der Strompreis für Haushaltskunden
nimmt bis 2012 auf 226 €2007/MWh (rund
23 €-Cent2007/kWh) zu. Dieses Niveau
wird, abgesehen von leichten Schwankungen, bis zum Jahr 2030 gehalten.
Dabei steigen die Kosten für Erzeugung, Transport und Verteilung geringfügig auf 142 €2007/MWh in 2030 und
machen damit einen Anteil am Haushaltsstrompreis von rund 60 % aus.
Der Anteil der EEG-Umlage am Haushaltsstrompreis steigt von 9,3 % im Jahr
2012 auf 11,7 % im Jahr 2030. Hierbei
wirkt sich vor allem der verstärkte Zubau
von Offshore-Windenergieanlagen aus. Die
Umlage der Förderung von KWK-Anlagen
bemisst
sich
im
Jahr
2012
auf
4 €2007/MWh und läuft nach 2020 aus.
Referenzprognose
K14
Kurzfassung
Stromerzeugung mittels Kraft-Wärme-Kopplung nimmt zu,
das nationale Verdopplungsziel wird dennoch nicht erreicht
140
30
Sonstige / Müll
nicht-ern.
118
109
25
110
KWK-Strom [TWh]
100
90
20
85
80
76
71
15
60
52
10
40
5
20
0
0
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Anteil KWK-Stromerzeugung an der
Nettostromerzeugung [%]
120
sonst. Gase
nicht-ern.
Biomasse / Müll
ern.
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
Steinkohle
Anteil KWK
Quelle: IER
Zur Förderung der Stromerzeugung aus
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) wird eine
zeitlich befristete Fortschreibung des
KWK-Gesetzes angenommen.
schließlich des erneuerbaren Abfalls) zunehmend in der KWK-Stromerzeugung
eingesetzt und erreicht in 2030 einen Anteil von 15 %.
Mit Hilfe der Fördermaßnahmen aus
dem KWK-Gesetz kann deren Stromerzeugung von 76 Mrd. kWh (TWh) im Jahr
2007 stetig auf etwa 118 TWh bis 2030
ausgebaut werden.
Die
Fernwärmeauskopplung
aus
KWK-Anlagen steigt von 274 PJ im Jahr
2007 auf 321 PJ im Jahr 2030 an. Damit
liegt der Anteil von KWK-Anlagen an der
Fernwärmeerzeugung im Jahr 2030 bei
85 %. Daneben tragen Heizwerke und
Abwärmenutzung zur Fernwärmeerzeugung bei.
Das nationale Ziel, den Anteil des
KWK-Stroms an der Nettostromerzeugung von 12 % im Jahr 2008 bis zum Jahr
2020 auf bis zu 25 % auszubauen,
wird mit einem Anteil von etwa 19 %
nicht erreicht.
Neben Erdgas, das 2030 mit einem Anteil von 67 % an der KWK-Stromerzeugung dominiert, wird Biomasse (ein-
Vor allem aufgrund der Zunahme der
industriellen Stromeigenproduktion in
KWK-Anlagen liegt der Anstieg der KWKStromerzeugung höher als der Zuwachs
bei der Fernwärmeerzeugung in KWKAnlagen.
Kurzfassung
Referenzprognose
K15
Endenergieverbrauch sinkt bis 2030 um 15 %
10000
9473
9323
9234
9000
8920
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
9149
8585
8664
8657
8312
8000
Endenergieverbrauch [PJ]
Müll
7995
7803
Erneuerbare
7000
6000
Fernwärme
5000
Strom
4000
Gas
3000
2000
Mineralölprodukte
1000
Kohlen
0
1990
1995
2000
2005
2006
2007
Der Endenergieverbrauch sinkt bis
2030 um rund 15 % gegenüber 20062.
Ein wesentlicher Grund dafür ist eine
rückläufige Wärmenachfrage, die insbesondere aus der steigenden Energieeffizienz im Gebäudebestand resultiert.
Die Vorgabe der Energieeffizienzrichtlinie der EU, bis 2016 den Endenergieverbrauch gegenüber dem Mittel der
Jahre 2001 bis 2005 um 9 % zu senken,
wird bereits im Jahr 2012 übertroffen.
Aus dem verminderten Wärmebedarf
ergibt sich ein deutlicher Rückgang des
Verbrauchs an Mineralölprodukten
und Erdgas.
Aufgrund der Förderung durch das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG), das
Erneuerbare
Energien
Wärmegesetz
2
2012
2015
2020
2025
2030
Quelle: AGEB, IER
(EEWärmeG) und der Beimischungspflicht
von Biokraftstoffen können die Erneuerbaren Energien dagegen Marktanteile hinzu
gewinnen. Vor allem der Wärmebedarf
von Neubauten wird in Zukunft vermehrt
durch Erneuerbare Energien gedeckt.
In allen Endverbrauchssektoren wird mit
einer steigenden Stromnachfrage gerechnet. Ausschlaggebend dafür sind die
steigende Zahl an Haushalten, der zunehmende Einsatz von Wärmepumpen zur
Wärmebereitstellung, die verstärkte Anwendung von Strom für Informations- und
Kommunikationstechnologien (IKT) sowie
für Kälte- und Klimatisierungszwecke und
die Zunahme an Elektromobilität.
Im Jahr 2030 wird der Endenergieverbrauch an Strom mit 2 079 PJ etwa
10 % über dem Wert von 2006 liegen.
Die statistischen Angaben zum Endenergieverbrauch für das Jahr 2007 können aufgrund der milden Witterungsverhältnisse und des geringen Heizölabsatzes in diesem Jahr nur bedingt als repräsentativ angesehen werden,
weshalb bei den Ausführungen zum Endenergieverbrauch das Jahr 2006 als Bezugsjahr verwendet wird.
Referenzprognose
K16
Kurzfassung
Verdopplung des Beitrages der Erneuerbaren Energien
zum Bruttoendenergieverbrauch bis 2030
1800
25%
1620
1600
1200
20%
1145
15%
1003
1000
801
800
10%
594
600
400
342
230
1394
1400
Erneuerbarer Energien [PJ]
Fernwärme aus
Erneuerbaren
Energien
1510
Strom aus
Erneuerbaren
Energien
Einsatz
Erneuerbarer
Energien in den
Verbrauchssektoren
5%
Anteil Erneuerbarer
Energien
0%
Quelle: BMU, IER
245
200
0
1990 1995 2000 2005 2007
2012 2015 2020 2025 2030
Zwischen 2007 und 2030 kann der Beitrag Erneuerbarer Energien zum Bruttoendenergieverbrauch3 mehr als verdoppelt werden. Dieser Anteil erreicht im
Jahr 2030 20 %, während er im Jahr 2020
bei circa 16 % liegt.
zur dezentralen Raumwärmebereitstellung. Des Weiteren müssen jedoch auch
die Versorgungsbeiträge berücksichtigt
werden, die aus der Nutzung von mit regenerativen Energieträgern erzeugtem
Strom sowie Fernwärme resultieren.
Das von der EU für 2020 vorgegebene
Ziel eines Anteils der Erneuerbaren Energien von 18 % am Bruttoendenergieverbrauch in Deutschland wird folglich um
etwa 2 Prozentpunkte unterschritten, obwohl Erneuerbare Energien bis dahin im
Wärmemarkt bereits 15 % des Endenergieverbrauchs decken.
Insbesondere durch den verstärkten
Einsatz von Wärmepumpen, solarthermischen Anlagen sowie von Holzpelletsheizungen erhöht sich auch in Zukunft die
direkte Nutzung Erneuerbarer Energien in
den Endverbrauchssektoren. Noch stärkere Zuwächse sind jedoch bei den Anteilen
des regenerativen Stroms zu beobachten.
Die Nutzung der Erneuerbaren Energien
in den Endverbrauchssektoren (Industrie,
Haushalte, Gewerbe, Handel und Dienstleistungen sowie Transport) ergibt sich
zum einen aus dem direkten Einsatz Erneuerbarer Energieträger, wie etwa in
Form von Biokraftstoffen oder von Holz
So hat regenerativ erzeugter Strom im
Jahr 2030 einen Anteil von 53 % am Beitrag der Erneuerbaren Energien zum Bruttoendenergieverbrauch, die direkte Nutzung trägt 45 % dazu bei und Fernwärme
aus Erneuerbaren Energien 2 %.
3
Der Bruttoendenergieverbrauch ist definiert als die Summe aus Endenergieverbrauch, Übertragungs- und Verteilungsverlusten und dem Eigenbedarf der Strom- und Fernwärmeerzeugung.
Kurzfassung
Referenzprognose
K17
Endenergieverbrauch der Industrie
3500
Endenergieverbrauch Industrie [PJ]
3000
2977
2977
2474
2500
2471 2444
2421 2424
2474
2269 2303 2216
2165
2421 2424 2471
2269 2303
2133
2216
2165 2133
2000
1500
1000
500
0
1990 1995 2000 2005 2006 2007
2012 2015 2020 2025 2030
Kohlen
Mineralölprodukte
Gas
Strom
1990 1995 2000 2005 2006
2012 2015 2020 2025 2030
Andere Industrien
Eisen/Stahl
Aluminium
Kupfer
(Sonst.) NE-Metalle
Ammoniak
Chlor
(Sonst.) Chemie
Zement
Kalk
Behälterglas
(Sonst.) NM-Mineralien
Papier
2 9 7 7
Fernwärme
Erneuerbare
Müll
Sonstige (Methanol, Wasserstoff)
Die schwere weltweite Rezession
trifft die exportorientierte deutsche Volkswirtschaft besonders. Bezogen auf die industriellen Produktionsmengen zeigt sich
in Deutschland kurzfristig (2009/2010) ein
branchenübergreifender deutlicher Rückgang, bevor es anschließend zu einer Erholung kommt. Langfristig (bis 2030) wird
überwiegend von konstanten bis fallenden
Produktionsmengen ausgegangen, wobei
es zu strukturellen Verschiebungen zwischen den einzelnen Branchen kommt.
Trotz des Wiederanstiegs der Industrieproduktion reduziert sich der Endenergieverbrauch der Industrie gegenüber
dem durchschnittlichen Verbrauch der
Jahre 2001-2005 bis 2015 um 109 PJ und
bis 2020 um 196 PJ. Damit werden die
Zielvorgaben des Nationalen Energieeffizienz-Aktionsplans für die Industrie klar erreicht. Diese sehen gegenüber dem Durchschnitt der Jahre
2001-2005 eine Senkung des Endenergieverbrauchs der Industrie um 45 bis 64 PJ
222444727411
2 4 2 4
2 23 60 9
3
22
2 21 16 65
2 1 3 3
Flachglas
Quelle: AGEB, IER
bis zum Jahr 2016 vor. Bis zum Jahr 2030
kommt es zu weiteren Steigerungen der
Energieproduktivität, so dass der Endenergieverbrauch der Industrie kontinuierlich sinkt.
Beim Endenergieverbrauch der einzelnen Branchen überlagern sich einzelne
(zum Teil gegenläufige) Effekte. Während
Effizienzsteigerungen durch Verbesserungen bei Produktionsverfahren oder
Querschnittstechnologien den Energieeinsatz reduzieren, haben die Änderungen
der industriellen Produktionsmengen
aufgrund branchenspezifischer Unterschiede (z. B. Anstieg der Produktion in der
Papierindustrie, Rückgang in der Zementproduktion) keine eindeutige Tendenz hinsichtlich des Endenergieverbrauchs.
Strom und Erneuerbare Energien
weisen künftig einen höheren Anteil
am Endenergieverbrauch der Industrie
auf, während die Beiträge von Mineralölprodukten, Gas und Kohlen abnehmen.
Referenzprognose
K18
Kurzfassung
Endenergieverbrauch des GHD-Sektors geht deutlich zurück
2000
1800
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff,DME)
1733
Endenergieverbrauch GHD [PJ]
Müll
1579
1600
1478
1400
1461
1341
1419
1383
1340
1303
1281
Erneuerbare
1238
1200
Fernwärme
1000
Strom
800
600
Gas
400
Mineralölprodukte
200
Kohlen
0
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Quelle: AGEB, IER
Im Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD) geht der Endenergieverbrauch bis 2030 um 15 % gegenüber
2006 zurück.
Dazu tragen insbesondere ein verringerter Raumwärmebedarf infolge verbesserter Wärmedämmung sowie Effizienzverbesserungen bei den eingesetzten
Heizungssystemen bei. Gegenläufig sind
steigende Bedarfe in den Anwendungsfeldern Information und Kommunikation sowie für Klimatisierungs- und Kühlzwecke.
Hauptsächlich aufgrund der im Erneuerbare Energien Wärmegesetz (EEWärmeG)
definierten Bestimmungen steigt der Anteil der Erneuerbaren Energien zwischen 2005 und 2020 von 0,7 % auf
4,7 % des Endenergieverbrauchs.
Der Einsatz von Fernwärme nimmt bis
zum Jahr 2030 um 50 % bezogen auf
2006 zu. Dieser Anstieg wird ebenfalls
durch das EEWärmeG begünstigt, welches
die Nutzung von Fernwärme als Alternative zum Einsatz Erneuerbarer Energien für
die Wärmeversorgung von Neubauten zulässt.
Im Gegensatz dazu nimmt der
Verbrauch an Mineralölprodukten und
Erdgas bis 2030 kontinuierlich ab.
Der Anteil von Strom am Endenergieverbrauch erhöht sich. Dies ist vor
allem auf den steigenden Stromverbrauch
zur Raumwärmeerzeugung durch die verstärkte Nutzung von Wärmepumpen sowie
den steigenden Strombedarf für Klimatisierungs- und Kühlzwecke zurückzuführen.
Kurzfassung
Referenzprognose
K19
Endenergieverbrauch der Haushalte sinkt trotz
steigender Wohnfläche
3000
Sonstige
Endenergieverbrauch Haushalte [PJ]
2656
2500
2584
2569
2601
2401
2383
2352
Müll
2228
2202
2097
1985
2000
Erneuerbare
Fernwärme
1500
Strom
1000
Gas
500
Mineralölprodukte
0
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Kohlen
Quelle: AGEB, IER
Die Wohnbevölkerung und die Anzahl an
privaten Haushalten sind bedeutende Einflussfaktoren für den Energieverbrauch
eines Landes. Die Referenzprognose geht
von einem Schrumpfen der Bevölkerung aus, von 82,2 Mio. im Jahr 2007 auf
79,7 Mio. im Jahr 2030. Hingegen
nimmt die Anzahl der Haushalte weiter zu, auf 42,0 Mio. im Jahr 2030.
Der Endenergieverbrauch der Haushalte sinkt bis zum Jahr 2030 um 24 %
bezogen auf 2006, trotz der Zunahme der
Wohnfläche um 17 % im selben Zeitraum.
Dieser Rückgang ist wesentlich auf die in
der Energieeinsparverordnung (EnEV)
definierten Bestimmungen zur Verstärkung des Wärmeschutzes bei Neu- und
Altbauten zurückzuführen.
Der Anteil von Mineralöl am Energiemix geht zwischen 2006 und 2030
von 29 % auf circa 13 % zurück. Der
Erdgasanteil bleibt hingegen mit 37 %
bis 2030 nahezu stabil.
Der Anteil Erneuerbarer Energien
am Endenergieverbrauch der Haushalte steigt − bedingt durch die Vorgaben des Erneuerbare Energien Wärmegesetzes − zwischen 2006 und 2030 von
8 % auf knapp 15 %. Eingesetzt werden dabei überwiegend Biomasse, Solarthermie, Geothermie und Umgebungswärme.
Der Stromverbrauch der Haushalte
steigt von 2006 bis 2030 um 8,4 %.
Zwar reduziert sich der spezifische Verbrauch vieler Elektrogeräte. Andererseits
kommt es vor allem durch die zunehmende Geräteausstattung im Bereich der Informations- und Kommunikationstechnologien, den vermehrten Einsatz elektrischer Wärmepumpen sowie den erhöhten
Klimatisierungsbedarf zu Steigerungen des
Stromverbrauchs.
Referenzprognose
K20
Kurzfassung
Endenergieverbrauch des Verkehrssektors sinkt nach 2015
3000
2751
2614
Endenergieverbrauch Verkehr [PJ]
2500
2586
2598
2574
2619
Sonstige
2565
2452
2446
2379
Biokraftstoffe
2000
Strom
1500
Gas (inkl. LPG)
1000
Kerosin
500
Benzin
Diesel
0
1990
1995
2000
2005
2007
Der Endenergieverbrauch des Verkehrssektors sinkt ab dem Jahr 2015
kontinuierlich um circa 7 % bis zum Jahr
2030.
Die auf Mineralöl basierenden Kraftstoffe Diesel, Benzin und Kerosin dominieren weiterhin und repräsentieren
im Jahr 2030 noch 84 % des Endenergieverbrauchs. Infolge von Effizienzsteigerungen und einem zunehmenden Anteil von Diesel-Pkws halbiert sich der
Benzinabsatz nahezu. Der Dieselverbrauch
bleibt hingegen relativ konstant, insbesondere weil den Effizienzverbesserungen
im Straßengüterverkehr ein deutlicher
Anstieg der Güterverkehrsleistung entgegensteht.
Die Zunahme des Luftverkehrsaufkommens spiegelt sich in einem gesteigerten
Kerosinverbrauch wider. Dieser wächst
zwischen 2007 und 2030 um 37 %.
Der Anteil von Erdgas und Flüssiggas am Endenergieverbrauch des Verkehrssektors nimmt aufgrund der Mineral-
2012
2015
2020
2025
2030
Quelle: AGEB, IER
ölsteuerbefreiung kontinuierlich auf 4,3 %
im Jahr 2030 zu.
Der Biokraftstoffverbrauch entwickelt
sich gemäß der gesetzlichen Mindestquote, so dass in den Jahren 2020 und
2030 der Biokraftstoffanteil am Otto- und
Dieselkraftstoffabsatz 10,5 % beträgt.
Der Endenergieverbrauch des motorisierten Individualverkehrs nimmt bis
2030 bei einer nahezu konstant bleibenden Personenverkehrsleistung durch eine
Senkung des mittleren Kraftstoffverbrauchs bei Pkws auf 4,9 lBenzin äqu. je
100 km deutlich ab. Dazu tragen Verbesserungen von konventionellen Antrieben
und der zunehmende Einsatz von Hybrid-,
Gas- und Elektrofahrzeugen bei.
Bei abnehmenden spezifischen Kraftstoffverbräuchen und steigenden Beladungsgraden erhöht sich der Endenergieverbrauch des Straßengüterverkehrs zwischen 2007 und 2030 dennoch
um 18 %, da die Güterverkehrsleistung im
selben Zeitraum um 63 % zunimmt.
Kurzfassung
Varianten mit Laufzeitverlängerung
K21
Positive volkswirtschaftliche Effekte der
2012
Laufzeitverlängerung [a]
BIP [Mrd. €2000]
BIP [Abweichung zu
Referenz in %]
BIP [Abweichung zu
Referenz in Mrd. €2000]
Bruttowertschöpfung
[Mrd. €2000]
2015
2020
2025
2030
40
60
40
60
40
60
40
60
40
60
2 257
2 257
2 400
2 401
2 537
2 542
2 656
2 673
2 789
2 810
0,13
0,13
0,26
0,27
0,42
0,62
0,17
0,79
0,16
0,92
3
3
6
7
11
16
4
21
4
26
2 040
2 040
2 162
2 162
2 274
2 279
2 373
2 387
2 480
2 497
Quelle: IER
Die Verlängerung der Laufzeiten
der deutschen Kernkraftwerke erleichtert die Erreichung der Klimaschutzziele und hat positive Auswirkungen auf die gesamtwirtschaftliche
Entwicklung und die Beschäftigung in
Deutschland. Ursache dafür sind deutliche Entlastungen bei den Kosten des Klimaschutzes, bei den Energieimporten sowie bei den Stromkosten und Strompreisen.
Die trotz Nachrüstungsaufwands geringen variablen Erzeugungskosten für Kernenergiestrom und vor allem die ersparten
Kosten für CO2-Zertifikate ermöglichen
günstigere Strompreise, die gegenüber
der Referenzprognose in der Variante mit
Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre um bis
zu 6 €2007 je MWh, in der Variante mit
Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre um bis
zu 9 €2007 je MWh niedriger ausfallen.
Die direkten Kostenentlastungen
wirken über volkswirtschaftliche Verflech-
tungen multiplikativ. Diese Wirkung entfaltet sich z. B. über Veränderungen des
Preisgefüges, der sektorspezifischen Vorleistungen und der allgemeinen Nachfrage. Dadurch gibt es positive Rückkopplungseffekte in Produktion, Konsum und
Investition.
Das Bruttoinlandsprodukt liegt 2020 um
0,4 % bis 0,6 % über dem der Referenzprognose, 2030 um 0,2 % bis 0,9 % (abhängig von der Laufzeitverlängerung der
Kernkraftwerke auf 40 bzw. 60 Jahre).
Daraus resultiert für den Zeitraum von
2010 bis 2030 ein kumuliert höheres
Bruttoinlandsprodukt gegenüber der
Referenzprognose von 122 Mrd. € bis
295 Mrd. € (in Preisen von 2000).
Die Beschäftigung liegt je nach Dauer
der Laufzeitverlängerung im Jahr 2020 bis
zu 191 000 und 2030 bis zu 233 000 Beschäftigte höher als in der Referenzprognose.
K22
Kurzfassung
Primärenergieverbrauch bei Laufzeitverlängerung
16000
Stromimport
14905
14269
14401 14465
14756
13993
14000
13601 13605
Müll (nicht-ern.)
13395 13429
12502
12860
12255
12000
11919
11509
10924
10000
Sonst.
Erneuerbare
Wasser, Wind,
Solar
8000
Kernenergie
6000
Erdgas
4000
Mineralöl
2000
Braunkohle
Steinkohle
2012
2015
Bis zum Jahr 2020 laufen die Entwicklungen in den beiden Varianten der Laufzeitverlängerung weitgehend parallel. Der
Rückgang
des
Primärenergieverbrauchs fällt in diesem Zeitraum im Vergleich zur Referenzprognose deutlich
geringer aus. Im Jahr 2020 liegt der Primärenergieverbrauch um bis zu 7 % höher als in der Referenzprognose. Dies ist
vor allem auf die höhere Wirtschaftsleistung sowie die niedrigeren Stromimporte
zurückzuführen.
Die Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke führt zu einem geringeren Einsatz von Kohlen und Erdgas in der
Stromerzeugung. Dies beeinflusst den
Primärenergiemix. So reduziert sich etwa
der Erdgasverbrauch im Jahr 2020 um
11 % bis 13 % gegenüber der Referenzprognose.
Der Mineralölverbrauch liegt in den
Varianten mit Laufzeitverlängerung in et-
2020
2025
60a
40a
60a
40a
60a
40a
60a
40a
60a
40a
2007
2006
2005
2000
1995
1990
0
2030
Quelle: AGEB, IER
wa genauso hoch wie in der Referenzprognose.
Bei der Beschränkung der Laufzeit der
Kernkraftwerke auf 40 Jahre verringert
sich der Einsatz von Kernenergie ab 2020
deutlich. Infolgedessen gleicht sich der
Primärenergieverbrauch in dieser Variante
nach 2020 allmählich an die Referenzprognose an. In der Variante mit einer
Nutzungsdauer der Kernkraftwerke von 60
Jahren liegt der Primärenergieverbrauch
hingegen dauerhaft über dem Niveau in
der Referenzprognose.
Die Ausweitung der Nutzung der Erneuerbaren Energien wird durch eine
Vielzahl von politischen Fördermaßnahmen
vorangetrieben. Daher ist sie von der
Frage der Laufzeitverlängerung der
Kernkraftwerke weitgehend unabhängig.
Kurzfassung
K23
Geringere THG-Emissionen und Zertifikatspreise bei
1200
THG-Emissionen [Mio. t CO2 äqu.]
-11,3% -15,2% -18,9%-20,0%
-25,5% -25,5%
-28,7% -28,7%
-35,5% -36,5%
-44,7% -46,0%
-44,5% -48,7%
Reduktion gg.
1990
1000
Diffuse
Emissionen aus
Brennstoffen
800
Verkehr (ohne
int. Luftverkehr)
600
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
400
Industrie
200
Umwandlung/
Erzeugung
2012
2015
Die Verlängerung der Laufzeiten der
Kernkraftwerke bewirkt in Deutschland
eine stärkere Reduktion der Treibhausgas
(THG)-Emissionen als in der Referenzprognose und erweist sich als kostengünstige THG-Vermeidungsoption.
Durch die Einbindung in den EUEmissionshandel führt dies nicht zu sinkenden Gesamtemissionen in Europa,
sondern zu einer deutlichen Reduktion
der
Preise
für
EUEmissionszertifikate. Im Jahr 2020 liegt
der Zertifikatspreis um bis zu 5,1
€2007/t CO2 niedriger als in der Referenzprognose, im Jahr 2030 um bis zu
10,1 €2007/t CO2..
In der Referenzprognose liegen die
deutschen THG-Emissionen im Jahr 2020
um 14 bis 25 Mio. t CO2 äqu. bzw. 2 % bis
4 % höher als in den Varianten mit Laufzeitverlängerung, im Jahr 2030 um 4 bis
50 Mio. t CO2 äqu. bzw. 1 bis 8 %. Gegenüber 1990 können die THG-Emissionen
2020
2025
60a
40a
60a
40a
60a
40a
60a
40a
60a
40a
2007
2005
2000
1995
1990
0
Quelle: UBA, IER
2030
in den Jahren 2020 und 2030 mit einer
Laufzeitverlängerung in Deutschland bis
zu 37 % bzw. 49 % gesenkt werden. Im
Vergleich zur Referenzprognose ergibt sich
eine bis zu 3 %-Punkte bzw. 5 %-Punkte
stärkere Reduktion.
Gegenüber der Referenzprognose steigt
der Beitrag Deutschlands zur Erfüllung des
für 2020 geltenden EU-Ziels einer CO2-Reduktion um 21 % in den am Emissionshandel beteiligten Sektoren. Angesichts
der zusätzlichen CO2-freien Strommengen
aus Kernenergie können die Emissionen
gegenüber 2005 um 22 bis 24 % anstatt
20 % reduziert werden.
Während im Umwandlungsbereich der
CO2-Ausstoß im Betrachtungszeitraum geringer als in der Referenzprognose ausfällt, weist der Industriesektor bei NichtBerücksichtigung der abnehmenden Emissionen aus der Eigenstromerzeugung ein
höheres Emissionsniveau auf.
K24
Kurzfassung
Strombereitstellung bei Laufzeitverlängerung
700
42%
650
39%
600
36%
550
33%
500
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
Stromimportsaldo
2012
2015
2020
2025
60a
40a
60a
40a
60a
40a
60a
40a
60a
40a
2007
2005
2000
1995
-3%
1990
-50
2030
Sonstige Erneuerbare
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
Steinkohle
Anteil Erneuerbarer
Energien
Quelle: AGEB, IER
Die Verlängerung der Laufzeiten
der deutschen Kernkraftwerke verringert erwartungsgemäß den Zubaubedarf neuer Kraftwerksleistung in
Deutschland. Mittelfristig (bis ca. 2020)
werden im Vergleich zur Referenzprognose bei Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre
7 Gigawatt (GWel) und bei Verlängerung
auf 60 Jahre 15 GWel weniger zugebaut.
Die
geringeren
Kraftwerksneubauten
betreffen
in
erster
Linie
ErdgasKraftwerke. Diese Entwicklung setzt sich
im Fall der Laufzeitverlängerung auf 60
Jahre auch bis 2030 fort, wohingegen bei
einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre
mit der Außerbetriebname der Kernkraftwerke gegen Ende des Betrachtungszeitraums erhebliche Ersatzinvestitionen, vornehmlich in Erdgas-Kraftwerke, notwendig
sind.
Die veränderte Struktur des Stromerzeugungsmix als Folge der Substitution
von Kohle und Erdgas durch Kernenergie
führt zu geringeren spezifischen CO2Emissionen in der Stromerzeugung als
in der Referenzprognose: Im Jahr 2020
liegen diese zwischen 324 und 358 kg
CO2/MWh anstatt 409 kg CO2/MWh, bis
2030 sinken sie auf bis zu 186 kg
CO2/MWh, anstatt auf 289 kg CO2/MWh
wie in der Referenzprognose.
Bei Laufzeitverlängerung kommt es, bedingt durch niedrigere Stromimporte und
eine höhere Stromnachfrage, zu einer Zunahme der inländischen Stromerzeugung von 616 Mrd. kWh (TWh) in 2012
auf maximal 663 TWh in 2030.
Das Ziel bezüglich des Anteils Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch
(30 % bis 2020) wird auch bei verlängerter Kernenergienutzung nur knapp verfehlt.
Das nationale Ziel zur Ausweitung der
KWK-Stromerzeugung wird ebenso wie in
der Referenzprognose nicht erreicht.
Kurzfassung
K25
Statistisches Energieversorgungsrisiko
400
350
300
250
200
150
100
50
0
1990
1995
2000
2005
historische Entwicklung
Lautzeitverlängerung auf 40 Jahre
2010
2015
2020
2025
2030
Referenzszenario
Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre
Quelle: RWI
Sämtliche Werte beziehen sich auf das Risiko Deutschlands im Jahr 1980, das auf 100 gesetzt wurde.
Das Versorgungsrisiko Deutschlands
mit Energierohstoffen ist statistisch betrachtet zwischen 1990 und 2008 um
etwa 140 % gestiegen. Die statistisch
ermittelte Tendenz für Deutschland wird
durch eine Vielzahl an Fakten qualitativ
untermauert. So ist der Anteil der heimischen Förderung am inländischen Angebot
sowohl bei der Steinkohle wie auch bei
Erdgas seit 1980 erheblich zurückgegangen. Während der Steinkohlenverbrauch abnahm, stieg die inländische
Nachfrage nach Erdgas massiv an.
Dies erforderte eine deutliche Zunahme
der Gasimporte. Ebenso wie bei Erdöl
stammen diese Importe mittlerweile zu
großen Teilen aus Russland. Im Jahr 1980
wurde die inländische Gasnachfrage hingegen noch zu etwa einem Drittel durch
die heimische Förderung gedeckt.
Bei einer Laufzeitverlängerung der
deutschen Kernkraftwerke auf 60 Jahre
bleibt das statistische Versorgungs-
risiko nahezu unverändert, nach der
Referenzprognose, aber auch bei einer
Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre, steigt
es hingegen bis 2030 erheblich an.
Dies hat zwei Hauptgründe: Erstens
kann der Rückgang des Anteils der Kernenergie durch den deutlich steigenden
Beitrag der Erneuerbaren nicht vollkommen kompensiert werden. Zweitens
wird die heimische Gewinnung von Erdgas
im Jahr 2030 nur noch einen vernachlässigbaren Beitrag zur Energieversorgung
Deutschlands leisten.
Vor dem Hintergrund, dass die Importe
aus den Niederlanden und Norwegen rückläufig sein werden und der Anteil von Erdgas am Primärenergiemix bis 2030
wächst, werden zweitens Importe aus
Russland künftig eine noch größere Bedeutung haben als bislang. Risiko dämpfend wirkt hingegen, dass der Verbrauch
an Mineralöl bis 2030 deutlich bzw. an
Erdgas leicht abnehmen wird.
Ausblick 2050
K26
Kurzfassung
Ausblick 2050
16000
14401
14000
Stromimportsaldo
13993
13403
Sonstige / Müll nicht
ern.
11979
12000
11021
Energien
9677
10000
Wasser, Wind, Solar
8000
Kernenergie
6000
Erdgas
4000
Mineralöl
2000
Braunkohle
Steinkohle
0
2000
2007
2012
2020
2030
Die in der Referenzprognose bis 2030
beschriebenen Entwicklungstrends bei
der Energieversorgung setzen sich auch
nach 2030 fort.
So kommt es zu einer weiteren deutlichen Steigerung der Energieproduktivität. Bis 2050 sinkt der Primärenergieverbrauch in Deutschland auf unter
10 000 PJ - bei gleichzeitiger Steigerung
der wirtschaftlichen Leistung. Auch die
Verschiebung in der Struktur des Primärenergieverbrauchs hin zu Erneuerbaren Energien auf Kosten von fossilen Energieträgern hält nach 2030 an.
In der Stromerzeugung ist bis zum
Jahr 2050 insbesondere mit einer verstärkten Nutzung dezentraler Erzeugungstechnologien zu rechnen. Aufgrund erheblicher Kostendegressionen
setzt sich zudem der Ausbau der Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung rasch fort. Der Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch
nimmt bis zum Jahr 2050 auf rund 45 %
zu.
2050
Quelle: AGEB, IER
In allen Endverbrauchssektoren sind
erhebliche Verbrauchsrückgänge insbesondere durch deutliche Effizienzverbesserungen zu erwarten. In der Industrie ist zudem mit einer Fortsetzung des
Strukturwandels hin zu weniger energieintensiven Branchen zu rechnen. Im GHDSektor und bei den Haushalten kommt es
mit der weiteren energetischen Sanierung
des Gebäudebestandes zu einem fortgesetzten Rückgang des Raumwärmebedarfs. Für die Energieverbrauchsreduktionen im Verkehrssektor sind in erster Linie
eine bevölkerungsbedingte Verringerung
der Personenverkehrsleistung sowie ein
weiteres Absinken des durchschnittlichen
Kraftstoffverbrauchs verantwortlich.
Der CO2-Ausstoß in Deutschland verringert sich unter den Rahmenannahmen
der Referenzprognose bis 2050 um
65 % gegenüber 1990. Dabei spielt
auch die Anwendung von Technologien zur
CO2-Abscheidung und Speicherung im
Kraftwerkspark sowie in der Industrie eine
wichtige Rolle.
Kurzfassung
Sensitivitätsanalysen
K27
Sensitivitäten
Sensitivitäten
Referenz‐
Referenz‐
prognose
prognose / Lange Lange / Variante
Varianten Wirtschafts‐
Wirtschafts‐
krise
krise
Kernenergieausstieg
in Deutschland auf 40 (b) / 60 (c) Jahre bzw. in Europa auf 60 Jahre (d)
RaRa
S1S1
Rb / Rc / Rb / Rc / Rd
Rd
Mit Hilfe von Sensitivitätsanalysen werden die Auswirkungen der Variation
wesentlicher Einflussgrößen auf die
Entwicklung der Energieversorgung in der
Referenzprognose bzw. der Variante mit
Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre aufgezeigt. Dazu wird jeweils eine der folgenden vier Einflussgrößen in substantieller
Weise verändert: die wirtschaftliche Entwicklung, die Höhe der Energiepreise, die
Hoher Hoher Ölpreis
Ölpreis
Niedrige Niedrige Verstärkter Verstärkter Bevölkerungs‐
Bevölkerungs
Bevölkerungs
Klimaschutz
Klimaschutz
‐entwicklung
entwicklung
‐entwicklung
S2a
S2a
S3a
S3a
S2d
S2d
S3d
S3d
S4
S4
Klimaschutzziele sowie die Bevölkerungsentwicklung.
Für die Variante mit einer Laufzeitverlängerung der europäischen Kernkraftwerke auf 60 Jahre werden jeweils die Effekte
höherer Energiepreissteigerungen sowie
eines verschärften Klimaschutzregimes
untersucht.
Energie- und klimapolitische Indikatoren für 2020
GesamtEnergiesystem
Stromerzeugung
Verkehr
Nachfrage
60%
140%
S4
S3c
S3a
S2c
S2a
S1
Rd
Rc
Rb
Ra
120%
50%
100%
40%
80%
30%
60%
20%
40%
10%
20%
0%
0%
CO2Reduktion
Energie aus
erneuerbaren
Quellen
Strom aus
KWK
Strom aus Biokraftstoffanteil 4
Erneuerbaren
Energien
PrimärenergieReduktion
EndenergieEnergieReduktion produktivität
Ziel
Quelle: IER
4
Das Ziel sieht vor, im Jahr 2020 durch den Einsatz von Biokraftstoffen eine Reduktion des Treibhausgasausstoßes um 7 % zu erreichen. Der angegebene Zielwert eines Biokraftstoffanteils von 10,5 % am Gesamtabsatz aller
Otto- und Dieselkraftstoffe ergibt sich, wenn die bei Anbau und Herstellung der Biokraftstoffe entstehenden Treibhausgasemissionen mit eingerechnet werden.
K28
Die Reduktion der CO2-Emissionen
liegt in den Sensitivitätsanalysen ohne
verstärkte Klimaschutzbemühungen im
Jahr 2020 gegenüber 1990 zwischen
34 % und 37 %. Die größte Emissionsminderung wird bei der Unterstellung höherer Ölpreise und gleichzeitiger Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke (S2d)
erzielt. In den Sensitivitäten mit verschärften Klimaschutzbestimmungen werden die Emissionen im Jahr 2020 bezogen
auf 1990 maximal um 38 % reduziert. Bis
2030 steigt die Emissionsminderung in
diesen Sensitivitäten bis auf 62 %, während in den Sensitivitätsrechnungen ohne
striktere Klimaschutzziele der CO2-Ausstoß
im Jahr 2030 maximal um 49 % gegenüber 1990 verringert wird.
Die EU-Vorgabe, den Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch bis 2020 auf 18 %
auszuweiten, wird bei allen Sensitivitätsrechnungen nur knapp verfehlt, ebenso
wie das nationale Ziel, bis 2020 einen Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch von 30 % zu erreichen.
Die Biokraftstoffquote liegt, unabhängig von der Variation der vier Einflussgrößen, im Jahr 2020 bei circa 10,5 %
und wird damit im Wesentlichen von den
Quotenvorgaben bestimmt.
Das Ziel einer Verdopplung des Anteils
des KWK-Stroms bis 2020 kann bei
Kurzfassung
keiner dieser Sensitivitätsrechnungen
erfüllt werden. Bei einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke fällt die Stromerzeugung mittels KWK-Anlagen etwas
geringer aus.
Das für 2020 ausgegebene, ambitionierte nationale Ziel einer Verdopplung der
Energieproduktivität gegenüber 1990
wird in keiner der untersuchten Sensitivitäten erreicht.
Die Variation einzelner Rahmenannahmen führt zu unterschiedlich starken Verringerungen des Primärenergieverbrauchs. Der stärkste Rückgang
erfolgt in der Sensitivität S1 (Längere
Wirtschaftskrise). Eine vergleichbare Reduktion ergibt sich bei verschärften Klimaschutzvorgaben und gleichzeitigem Kernenergieausstieg (S3a). In den Sensitivitäten mit Laufzeitverlängerung wird jeweils
eine deutlich geringere Verbrauchsminderung erzielt.
Der Endenergieverbrauch kann in allen Sensitivitäten aufgrund signifkanter
Effizienzsteigerungen deutlich gesenkt
werden. Somit wird die Vorgabe der EUDirektive, den Endenergieverbrauch
bis 2016 gegenüber dem Durchschnitt
der Jahre 2001 bis 2005 um 9 % zu senken, nach allen Sensitivitätsrechnungen
bereits 2012 erfüllt.
Die Entwicklung der
Teil C
Langfassung
Inhaltsverzeichnis
iii
Inhaltsverzeichnis Langfassung
1
Einführung ........................................................................................... 1
1.1 Hintergrund und Zielsetzung......................................................................... 1
1.2 Vorgehensweise.......................................................................................... 2
1.3 Arbeit des Begleitkreises .............................................................................. 4
1.4 Vorliegende Studien – Methodik und Ergebnisse .............................................. 5
2
Politische Rahmenbedingungen der Energieprognose ......................... 8
2.1 Internationale Energie- und Klimaschutzpolitik ................................................ 8
2.2 Nationale Energie- und Klimaschutzpolitik..................................................... 15
2.3 Wettbewerb in Energiemärkten ................................................................... 22
3
Prognoserelevante Annahmen ........................................................... 26
3.1 Bevölkerung und Haushalte ........................................................................ 27
Bevölkerungsentwicklung ........................................................................... 28
Private Haushalte...................................................................................... 30
Haushaltsprognose.................................................................................... 30
3.2 Wohnflächennachfrage und Geräteausstattung der Haushalte .......................... 32
3.3 Wirtschaftswachstum................................................................................. 39
Weltwirtschaftliche Rahmenbedingungen ...................................................... 39
Wirtschaftliche Entwicklung in Deutschland................................................... 41
3.4 Weltweites Angebot und künftige Energiepreise ............................................. 45
Langfristige Verfügbarkeit von Öl, Gas, Kohle und Uran .................................. 46
Rohölpreise .............................................................................................. 51
Grenzübergangs- und Verbraucherpreise in Deutschland ................................ 53
3.5 Fahr- und Verkehrsleistungen im Personen- und im Güterverkehr .................... 58
Pkw-Fahrleistung ...................................................................................... 59
Fahrleistungen mit Bussen und Stadt- bzw. Straßenbahnen ............................ 62
Güterverkehrsleistung ............................................................................... 63
3.6 Auswirkungen des Klimawandels auf den Energiesektor .................................. 66
Klimawandel ............................................................................................ 66
Mögliche Konsequenzen des Klimawandels für den Energiesektor ..................... 67
Anpassungsmaßnahmen ............................................................................ 68
3.7 Elektrizitätserzeugung und -verteilung ......................................................... 68
Kraftwerksbestand und Kraftwerkssterbelinie ................................................ 70
Aktuelle Kraftwerksprojekte........................................................................ 70
Charakterisierung zukünftiger Erzeugungstechnologien .................................. 72
Nutzung regenerativer Energiequellen.......................................................... 79
Ausbau des Übertragungs- und Verteilnetzes und der Kuppelkapazitäten .......... 81
iv
4
Inhaltsverzeichnis
Referenzprognose.............................................................................. 83
4.1 Entwicklungen auf europäischer Ebene......................................................... 83
Primärenergieverbrauch ............................................................................. 84
Strombereitstellung................................................................................... 85
CO2-Emissionen und Zertifikatspreise........................................................... 86
4.2 Endenergieverbrauch in Deutschland ........................................................... 88
Industrie ................................................................................................. 88
Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD).................................................... 92
Haushalte ................................................................................................ 94
Verkehr ................................................................................................... 97
Endenergieverbrauch insgesamt................................................................ 101
4.3 Umwandlungssektor ................................................................................ 103
Strombedarf........................................................................................... 104
Strombereitstellung................................................................................. 105
Stromerzeugungskapazitäten.................................................................... 107
Kraftwerkszubau..................................................................................... 109
Strompreise ........................................................................................... 113
Kraft-Wärme-Kopplung ............................................................................ 120
Fernwärmeerzeugung .............................................................................. 121
Raffinerien ............................................................................................. 121
Nichtenergetischer Verbrauch ................................................................... 123
4.4 Primärenergieverbrauch ........................................................................... 123
Primärenergieverbrauch insgesamt ............................................................ 124
Bilanz der Erneuerbaren Energien.............................................................. 125
Energieproduktivität ................................................................................ 129
4.5 Emissionen ............................................................................................ 130
CO2- und Treibhausgas-Emissionen ........................................................... 130
Sonstige Emissionen................................................................................ 131
5
Varianten mit Laufzeitverlängerung ................................................ 133
5.1 CO2-Preise ............................................................................................. 134
5.2 Strompreise ........................................................................................... 135
5.3 Kostendifferenzen und volkswirtschaftliche Auswirkungen ............................. 139
5.4 Endenergieverbrauch in Deutschland ......................................................... 145
Industrie ............................................................................................... 145
Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD).................................................. 147
Haushalte .............................................................................................. 148
Verkehr ................................................................................................. 149
Endenergieverbrauch............................................................................... 150
Inhaltsverzeichnis
v
5.5 Umwandlungssektor ................................................................................ 151
Strombedarf........................................................................................... 151
Strombereitstellung................................................................................. 152
Kraftwerksleistung .................................................................................. 154
Kraftwerkszubau..................................................................................... 155
Kraft-Wärme-Kopplung ............................................................................ 156
5.6 Primärenergieverbrauch ........................................................................... 157
Primärenergieverbrauch insgesamt ............................................................ 158
Bilanz der Erneuerbaren Energien.............................................................. 160
Energieproduktivität ................................................................................ 160
Energieversorgungsrisiko ......................................................................... 162
5.7 Emissionen ............................................................................................ 168
CO2- und Treibhausgas-Emissionen ........................................................... 168
Sonstige Emissionen................................................................................ 170
5.8 Energie- und klimapolitische Ziele ............................................................. 175
6
Sensitivitätsanalysen....................................................................... 178
7
Resümee .......................................................................................... 183
8
Ausblick 2050 .................................................................................. 185
9
Literatur .......................................................................................... 193
10
Anhang A: Energieverbrauch und Deckung – Historie ...................... 211
10.1 Determinanten des Energieverbrauchs ..................................................... 212
10.2 Primärenergieverbrauch ......................................................................... 213
10.3 Stromerzeugung ................................................................................... 215
10.4 Endenergieverbrauch ............................................................................. 216
10.5 Energieproduktivität und Energieintensität ................................................ 218
10.6 Emissionen........................................................................................... 221
11
Anhang B: Ergebnistabellen und Sensitivitätsanalysen.................... 222
11.1 Datentabellen „Referenzprognose“ ........................................................... 222
11.2 Datentabellen „Varianten mit Laufzeitverlängerung“ ................................... 238
11.3 Sensitivitätsanalyse „Wirtschaftswachstum – Die Krise dauert länger“........... 270
Veränderungen bei den Rahmenannahmen ................................................. 270
Veränderungen bei den Ergebnissen .......................................................... 271
11.4 Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ ...................... 279
vi
Inhaltsverzeichnis
11.5 Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ ..................... 287
11.6 Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“......... 296
11.7 Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Laufzeitverlängerung“........ 306
11.8 Sensitivitätsanalyse „Niedrigere Bevölkerungsentwicklung“ ......................... 315
12
Anhang C: Bericht des wissenschaftlichen Beirats ........................... 323
12.1 Zusammensetzung, Ziel und Arbeitsweise des wissenschaftlichen Beirats ...... 323
12.2 Beitrag des Beirats zum Gesamtprojekt .................................................... 323
12.3 Bewertung der Energieprognose 2009 aus Sicht des Beirats ........................ 324
12.4 Kritikpunkte zum Hauptbericht ................................................................ 325
13
Glossar
.......................................................................................... 327
Inhaltsverzeichnis
vii
Verzeichnis der Exkurse
Exkurs: Strombedarf von IKT................................................................................... 38
Exkurs: CCS-Technologien ...................................................................................... 76
Exkurs: Reserveleistung und Windleistungskredit...................................................... 111
Exkurs: Sensitivitätsanalyse „CCS wird nicht marktfähig“ (Ra_NoCCS) ........................ 117
Exkurs: Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen höherer Strompreise in Deutschland ........ 137
Exkurs: Kostenbegriffe.......................................................................................... 142
Exkurs: Variante mit Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 60 Jahre ................. 171
Exkurs: Kosten der Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke ..................................... 175
Exkurs: Wasserstoff und Brennstoffzelle .................................................................. 188
Verzeichnis der Infoboxen
Infobox: Reserven und Ressourcen........................................................................... 47
Infobox: Peak-Oil ................................................................................................... 49
Infobox: Güterverkehrskennziffern ........................................................................... 64
Infobox: Neue Gaspipelines und LNG ...................................................................... 166
Inhaltsverzeichnis
viii
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1.1:
Modellinstrumentarium .................................................................. 3
Abbildung 3.1:
Wesentliche Bestimmungsgrößen des Energiebedarfs ....................... 26
Abbildung 3.2:
Entwicklung der Bevölkerungszahl (StaBuA 2008) ........................... 28
Abbildung 3.3:
Potenzielle Bevölkerungsentwicklungen .......................................... 29
Abbildung 3.4:
Anzahl an privaten Haushalten in Deutschland (StaBuA 2007b) ......... 30
Abbildung 3.5:
Entwicklung der Zahl der Haushalte bis 2030 .................................. 31
Abbildung 3.6:
Wohnflächenbestand 1997 und 2007 ............................................. 33
Abbildung 3.7:
Wohnflächenentwicklung in der Referenzprognose (Ra) .................... 34
Abbildung 3.8:
Räumliche Abgrenzung von städtischen und ländlichen Gebieten........ 36
Abbildung 3.9:
BIP-Entwicklung in Deutschland in der Referenzprognose (Ra) .......... 44
Abbildung 3.10:
Verschiedene Ölpreisprognosen in realen Preisen ............................. 53
Abbildung 3.11:
Preisentwicklungen für Benzin und Gas .......................................... 55
Abbildung 3.12:
PKW-Fahrleistung in Deutschland in Mrd. km .................................. 62
Abbildung 3.13:
Prognostiziertes Verkehrsaufkommen und Verkehrsleistung im
Güterverkehr in Deutschland zwischen 2004 und 2030 ..................... 66
Abbildung 3.14:
Anteil an der installierten elektrischen Netto-Engpassleistung
und bereitgestellte elektrische Arbeit in 2008 nach Energieträgern ...................................................................................... 70
Abbildung 3.15:
Kraftwerkssterbelinie des Anfang 2009 in Deutschland
bestehenden Kraftwerksparks bei Kernenergieausstieg ..................... 71
Abbildung 3.16:
Entwicklung von Wirkungsgraden und Investitionskosten
ausgewählter konventioneller Wärmekraftwerke .............................. 75
Abbildung 3.17:
Entwicklung der Investitionskosten für Windenergiekonverter
(WEA) und Photovoltaikanlagen (PV). ............................................ 78
Abbildung 4.1:
Primärenergieverbrauch in der EU-27 nach Energieträgern in der
Referenzprognose (Ra) ................................................................ 85
Abbildung 4.2:
Nettostrombereitstellung in der EU-27 in der Referenzprognose
(Ra) .......................................................................................... 86
Abbildung 4.3:
Reduktion der CO2-Emissionen in der EU-27 und resultierender
CO2-Preis im ETS in der Referenzprognose (Ra)............................... 87
Abbildung 4.4:
Entwicklung der Produktionsmengen in Deutschland für
ausgewählte Sektoren in der Referenzprognose (Ra)........................ 90
Abbildung 4.5:
Endenergieverbrauch der Industrie nach Branchen in der
Abbildung 4.6:
Endenergieverbrauch der Industrie nach Energieträgern in der
Inhaltsverzeichnis
ix
Abbildung 4.7:
Entwicklung des Endenergieverbrauchs des Sektors Gewerbe,
Handel, Dienstleistungen (GHD) in der Referenzprognose (Ra) .......... 93
Abbildung 4.8:
Entwicklung des Endenergieverbrauchs der Haushalte in der
Abbildung 4.9:
Entwicklung des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor nach
Kraftstoffen in der Referenzprognose (Ra) ...................................... 98
Abbildung 4.10:
Entwicklung des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor nach
Verkehrsmitteln in der Referenzprognose (Ra) .............................. 100
Abbildung 4.11:
Endenergieverbrauch nach Energieträgern in der Referenzprognose (Ra) .......................................................................... 102
Abbildung 4.12:
Endenergieverbrauch nach Sektoren in der Referenzprognose
(Ra) ........................................................................................ 103
Abbildung 4.13:
Nettostrombedarf in Deutschland in der Referenzprognose (Ra)....... 105
Abbildung 4.14:
Nettostrombereitstellung in Deutschland in der Referenzprognose (Ra) .......................................................................... 106
Abbildung 4.15:
Stromimportsalden Deutschlands in 2012 und 2020 in der
Referenzprognose (Ra) .............................................................. 107
Abbildung 4.16:
Nettoengpassleistung in Deutschland in der Referenzprognose
(Ra) ........................................................................................ 108
Abbildung 4.17:
Kraftwerkskapazitäten und Nachfragelast zur Spitzenlastzeit in
Deutschland in 2012 in der Referenzprognose (Ra) ........................ 110
Abbildung 4.18:
Zubaukapazitäten in Deutschland nach 2012 in der Referenzprognose (Ra) .......................................................................... 111
Abbildung 4.19:
Leistungskredit der Windkonverter in der Referenzprognose (Ra)..... 113
Abbildung 4.20:
Reale Jahresdurchschnittspreise für Elektrizität am deutschen
Großhandelsmarkt in der Referenzprognose (Ra) ........................... 114
Abbildung 4.21:
Entwicklung der Strompreise der Haushalte in der Referenzprognose (Ra) .......................................................................... 116
Abbildung 4.22:
Entwicklung der Industriestrompreise in der Referenzprognose
(Ra) ........................................................................................ 116
Abbildung 4.23:
CO2-Preis in der Referenzprognose (Ra) und in der Sensitivitätsanalyse „CCS wird nicht marktfähig“ (Ra_NoCCS).......................... 117
Abbildung 4.24:
Nettostromverbrauch in der Referenzprognose (Ra) und in der
Sensitivitätsanalyse „CCS wird nicht marktfähig“ (Ra_NoCCS) ......... 118
Abbildung 4.25:
Nettostrombereitstellung in der Referenzprognose (Ra) und in
der
Sensitivitätsanalyse
„CCS
wird
nicht
marktfähig“
(Ra_NoCCS)............................................................................. 119
Abbildung 4.26:
KWK-Stromerzeugung in der Referenzprognose (Ra)...................... 120
Abbildung 4.27:
Primärenergieverbrauch in Deutschland nach Energieträgern in
der Referenzprognose (Ra)......................................................... 124
Abbildung 4.28:
Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch in der Referenzprognose (Ra) ........................................... 127
x
Inhaltsverzeichnis
Abbildung 4.29:
Entwicklung der CO2-Emissionen in Deutschland nach Sektoren
in der Referenzprognose (Ra) ..................................................... 130
Abbildung 4.30:
Reduktion der CO2-Emissionen in Deutschland im ETS- bzw.
Nicht-ETS-Sektor in der Referenzprognose (Ra) ............................ 132
Abbildung 5.1:
Merit-Order-Kurven der thermischen Erzeugungskapazitäten in
Deutschland an einem repräsentativen Wintertag in 2020 für die
Referenzprognose (Ra) und für die Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)..................................................................... 135
Abbildung 5.2:
Jahresdurchschnittspreise für Elektrizität am deutschen Großhandelsmarkt in der Referenzprognose (Ra) und in der Variante
mit Laufzeitverlängerung (Rb) .................................................... 136
Abbildung 5.3:
Wertschöpfungseffekte bei einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke ............................................................................... 139
Abbildung 5.4:
Beschäftigungseffekte in 2020 bei einer Laufzeitverlängerung
der Kernkraftwerke ................................................................... 140
Abbildung 5.5:
Endenergieverbrauch der Industrie in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)..................................................................... 146
Abbildung 5.6:
Entwicklung des Endenergieverbrauchs des Sektors Gewerbe,
Handel, Dienstleistungen (GHD) in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)..................................................................... 148
Abbildung 5.7:
Entwicklung des Endenergieverbrauchs der Haushalte in der
Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) ........................................ 149
Abbildung 5.8:
Endenergieverbrauch des Verkehrssektors in der Variante mit
Laufzeitverlängerung (Rb) .......................................................... 150
Abbildung 5.9:
Endenergieverbrauch nach Energieträgern in der Variante mit
Abbildung 5.10:
Strombedarf in Deutschland in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)..................................................................... 152
Abbildung 5.11:
Nettostrombereitstellung in Deutschland in der Variante mit
Abbildung 5.12:
Nettostrombereitstellung in der EU-27 in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)................................................................ 154
Abbildung 5.13:
Nettoengpassleistung in Deutschland in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)................................................................ 155
Abbildung 5.14:
Zubaukapazitäten in Deutschland nach 2012 in der Variante mit
Abbildung 5.15:
KWK-Stromerzeugung in der Variante mit Laufzeitverlängerung
(Rb) ........................................................................................ 157
Abbildung 5.16:
Primärenergieverbrauch in Deutschland nach Energieträgern in
der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)................................... 159
Abbildung 5.17:
Energieproduktivität in der Referenzprognose (Ra) und in der
Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) ........................................ 162
Abbildung 5.18:
Energieversorgungsrisiken der G7 Staaten.................................... 164
Inhaltsverzeichnis
xi
Abbildung 5.19:
Entwicklung der THG-Emissionen nach Emittentengruppen in der
Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) im Vergleich zur
Abbildung 5.20:
Reduktion der CO2-Emissionen in Deutschland im ETS- bzw.
Nicht-ETS-Sektor in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) ...... 170
Abbildung 5.21:
Nettostrombereitstellung in der Variante „Laufzeitverlängerung
der Kernkraftwerke auf 60 Jahre“ (Rc) im Vergleich zur
Referenzprognose (Ra) und zur Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb)................................................... 171
Abbildung 5.22:
Merit-Order-Kurve der thermischen Erzeugungskapazitäten in
Deutschland an einem repräsentativen Wintertag in 2020 für die
Variante „Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 60 Jahre“
(Rc) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) und zur Variante
mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb) .................................. 172
Abbildung 5.23:
Primärenergieverbrauch in der Variante Laufzeitverlängerung
der Kernkraftwerke auf 40 Jahre (Rc) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) und zur Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60
Jahre (Rb) ............................................................................... 174
Abbildung 5.24:
Vergleich energieund klimapolitischer Ziele mit den Entwicklungen in der Referenzprognose bei Kernenergieausstieg (Ra)
und in den Varianten mit Laufzeitverlängerung (Rb, Rc) ................. 177
Abbildung 6.1:
Primärenergieverbrauch der Jahre 2020 und 2030 in den
Sensitivitätsanalysen ................................................................. 180
Abbildung 6.2:
Erreichung energieund klimapolitischer Ziele in den Sensitivitätsanalysen in 2020 ................................................................. 181
Abbildung 8.1:
Ausblick 2050 zur Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in
der Referenzprognose (Ra) (links) und in der Variante mit
Laufzeitverlängerung (Rb) (rechts) .............................................. 187
Abbildung 8.2:
Ausblick 2050 zur Entwicklung des Endenergieverbrauchs in der
Referenzprognose (Ra) (links) und in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) (rechts)......................................................... 189
Abbildung 8.3:
Ausblick 2050 zur Entwicklung der Nettostromerzeugung nach
Energieträgern in Deutschland in der Referenzprognose (Ra)
(links) und in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
(rechts) ................................................................................... 191
Abbildung 8.4:
Ausblick 2050 zur Entwicklung der CO2-Emissionen in
Deutschland in der Referenzprognose (Ra) (links) und in der
Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) (rechts) ............................ 192
Abbildung 10.1:
Reale Grenzübergangspreise wichtiger fossiler Energieträger
(Jahresdurchschnittswerte) ........................................................ 213
Abbildung 10.2:
Primärenergieverbrauch nach Energieträgern in Deutschland........... 214
Abbildung 10.3:
Beitrag der Erneuerbaren Energien zum Primärenergieverbrauch
in Deutschland ......................................................................... 215
Abbildung 10.4:
Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland............. 216
Abbildung 10.5:
Beitrag der Erneuerbaren Energien zur Bruttostromerzeugung in
Deutschland ............................................................................. 217
xii
Inhaltsverzeichnis
Abbildung 10.6:
Endenergieverbrauch nach Sektoren in Deutschland ...................... 217
Abbildung 10.7:
Wesentliche Energieindikatoren für Deutschland im Überblick .......... 219
Abbildung 10.8:
Primärenergieverbrauch pro Kopf und pro Einheit Bruttoinlandsprodukt im internationalen Vergleich (2006) ................................. 220
Abbildung 10.9:
Energiebedingte CO2-Emissionen nach Sektoren in Deutschland....... 221
Abbildung 11.1:
Veränderung prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse „Die Krise dauert länger“ (S1) gegenüber der
Abbildung 11.2:
Endenergieverbrauch im Verkehrssektor in der Sensitivitätsanalyse „Die Krise dauert länger“ (S1) im Vergleich zur
Abbildung 11.3:
Endenergieverbrauch im Industriesektor in der Sensitivitätsanalyse „Die Krise dauert länger“ (S1) im Vergleich zur
Abbildung 11.4:
Veränderungen prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ (S2a)
gegenüber der Referenzprognose (Ra) ......................................... 279
Abbildung 11.5:
Endenergieverbrauch in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise
bei Kernenergieausstieg“ (S2a) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) .......................................................................... 280
Abbildung 11.6:
Nettostrombereitstellung in der Sensitivitätsanalyse „Hohe
Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ (S2a) im Vergleich zur
Abbildung 11.7:
Veränderungen prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ (S2d)
gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd) ................... 287
Abbildung 11.8:
Endenergieverbrauch in der Sensitivität „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ (S2d) im Vergleich zur Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd)..................................................................... 288
Abbildung 11.9:
Nettostrombereitstellung in der Sensitivitätsanalyse „Hohe
Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ (S2d) im Vergleich zur
Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd) ........................................ 290
Abbildung 11.10:
Veränderungen prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“
(S3a) gegenüber der Referenzprognose (Ra) ................................ 297
Abbildung 11.11:
Endenergieverbrauch im Verkehrssektor in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a)
im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) ....................................... 299
Abbildung 11.12:
Nettostrombereitstellung in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter
Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a) im Vergleich zur
Abbildung 11.13:
Veränderungen prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Laufzeitverlängerung“
(S3d) gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd) .......... 306
Inhaltsverzeichnis
xiii
Abbildung 11.14:
Endenergieverbrauch der Industrie in der Sensitivitätsanalyse
„Verstärkter Klimaschutz bei Laufzeitverlängerung“ (S3d) im
Vergleich zur Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd) ..................... 308
Abbildung 11.15:
Nettostrombereitstellung in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter
Klimaschutz bei Laufzeitverlängerung“ (S3d) im Vergleich zur
Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd) ........................................ 309
Abbildung 11.16:
Veränderungen prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse S4 „Niedrigere Bevölkerungsentwicklung“ (S4)
gegenüber der Referenzprognose (Ra) ......................................... 316
Abbildung 11.17:
Endenergieverbrauch in der Sensitivitätsanalyse „Niedrigere
Bevölkerungsentwicklung“ (S4) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) .......................................................................... 317
Abbildung 11.18:
Nettostrombereitstellung in der Sensitivitätsanalyse „Niedrigere
Bevölkerungsentwicklung“ (S4) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) .......................................................................... 318
Inhaltsverzeichnis
xiv
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1.1:
Kürzel der Referenzprognose, der Varianten mit Laufzeitverlängerung und der Sensitivitätsanalysen .......................................... 4
Tabelle 1.2:
Kurzüberblick zu den sozioökonomischen Annahmen aktueller
Referenzszenarien für Deutschland ...................................................... 6
Tabelle 1.3:
Kurzüberblick zu den Ergebnissen aktueller Referenzszenarien für
Deutschland ..................................................................................... 7
Tabelle 2.1:
Nationale energieund klimapolitische Ziele........................................ 17
Tabelle 2.2:
Gerundete Steuersätze auf Mineral- und Heizöl in €/1 000 Liter
sowie auf Erdgas in €/MWh .............................................................. 21
Tabelle 2.3:
Nachfolgeregelung ab 2015 der Beimischungsquoten für Biokraftstoffe...................................................................................... 22
Tabelle 3.1:
Annahmen über Bevölkerung und Haushalte für die Referenzprognose (Ra) ................................................................................ 31
Tabelle 3.2:
Wohnflächennachfrage nach Gebäudetyp sowie städtischen und
ländlichen Gebieten......................................................................... 36
Tabelle 3.3:
Elektrogeräte - Ausstattung in % der Haushalte und spezifischer
Jahresverbrauch, Quelle: Fachserie 15, Reihe 2. Fortschreibung des
zwischen 2000 und 2007 beobachteten Trends ................................... 37
Tabelle 3.4:
Konventionelle Reserven an Energierohstoffen .................................... 47
Tabelle 3.5:
Reichweiten der konventionellen Energiereserven und -ressourcen
für das Jahr 2007 ........................................................................... 48
Tabelle 3.6:
Annahmen zur Entwicklung der Rohölpreise des OPEC-Korbs................. 53
Tabelle 3.7:
Korrelationen zwischen den Jahresmittelwerten der Rohöl- und
Grenzübergangs- bzw. Nettoverbraucherpreise während der vergangenen drei Jahrzehnte ................................................................ 54
Tabelle 3.8:
Grenzübergangspreise ..................................................................... 56
Tabelle 3.9:
Rohöl- und Endverbrauchspreise für Haushalte.................................... 57
Tabelle 3.10:
Verbraucherpreise für Industriekunden (ohne Mehrwertsteuer).............. 57
Tabelle 3.11:
Fahrleistung privater Pkw in Mrd. km ................................................. 61
Tabelle 3.12:
Fahrleistung der Busse und Bahnen in Mio. Personenkilometer .............. 63
Tabelle 3.13:
In Bau befindliche fossil befeuerte Erzeugungsanlagen ab 50 MW
Leistung, Stand April 2009 ............................................................... 72
Tabelle 3.14:
Kurzcharakteristik ausgewählter konventioneller Wärmekraftwerke,
Stand 2010 .................................................................................... 75
Tabelle 3.15:
Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in der
Referenzprognose (Ra) der Energieprognose 2009 in TWh .................... 79
Tabelle 3.16:
Geplanter Ausbau der Kuppelstellen in der EU bis 2020 in MW............... 82
Tabelle 4.1:
Entwicklung wesentlicher Rahmendaten für die Referenzprognose
bei Kernenergieausstieg (Ra) der Energieprognose 2009 ...................... 83
Tabelle 4.2:
Entwicklung der ETS-Zertifikatspreise in der Referenzprognose (Ra) ...... 88
Tabelle 4.3:
Entwicklung des Nichtenergetischen Verbrauchs nach Energieträgern in der Referenzprognose (Ra) .............................................. 123
Inhaltsverzeichnis
xv
Tabelle 4.4:
Struktur des Primärenergieverbrauchs in Deutschland in der
Referenzprognose (Ra) .................................................................. 125
Tabelle 4.5:
Beitrag der Erneuerbaren Energien zum Primärenergieverbrauch in
Deutschland in der Referenzprognose (Ra) ....................................... 126
Tabelle 4.6:
Entwicklung der EEG-Vergütungszahlungen (in Mrd. €2007) in der
Referenzprognose (Ra) .................................................................. 129
Tabelle 4.7:
Entwicklung der Emissionen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen in der Referenzprognose (Ra)....................................... 132
Tabelle 5.1:
Entwicklung der ETS-Zertifikatspreise in der Variante mit
Laufzeitverlängerung (Rb).............................................................. 135
Tabelle 5.2:
Makroeffekte
der
im
Vergleich
zur
Referenzprognose ......................................................................... 139
Tabelle 5.3:
Struktur des Primärenergieverbrauchs in Deutschland in der
Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) ............................................ 159
Tabelle 5.4:
Primärenergiemix und Versorgungsrisiko in Deutschland .................... 163
Tabelle 5.5:
Primärenergiemix und Versorgungsrisiko von Frankreich .................... 165
Tabelle 5.6:
Primärenergiemix und Versorgungsrisiko (1980:100) in der
Referenzprognose bei Kernenergieausstieg (Ra) ................................ 165
Tabelle 5.7:
Primärenergiemix
und
Versorgungsrisiko
in
Deutschland
(1980:100) in der Variante mit Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke (Rb) ............................................................................ 166
Tabelle 5.8:
Entwicklung
der
Emissionen
von
Treibhausgasen
und
Luftschadstoffen in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) ........... 170
Tabelle 5.9:
Entwicklung der ETS-Zertifikatspreise und der Strompreise in der
Variante mit Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 60 Jahre
(Rc) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) und zur Variante mit
Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb)............................................ 173
Tabelle 5.10:
Nettostromverbrauch in der Variante mit Laufzeitverlängerung der
Kernkraftwerke auf 60 Jahre (Rc) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) und zur Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40
Jahre (Rb) ................................................................................... 173
Tabelle 7.1:
Vergleich energieund klimapolitischer Ziele mit den Entwicklungen
in der Referenzprognose bei Kernenergieausstieg und in den
Varianten mit Laufzeitverlängerung ................................................. 184
Tabelle 10.1:
Demografische und wirtschaftliche Entwicklung in Deutschland............ 212
Tabelle 10.2:
Energieeffizienzindikatoren nach Sektoren ........................................ 220
Tabelle 11.1:
Ergebnistabelle Referenzprognose (Ra) ............................................ 222
Tabelle 11.2:
Energiebilanz Deutschland 2012 für die Referenzprognose (Ra) ........... 225
Tabelle 11.3:
Energiebilanz Deutschland 2015 für die Referenzprognose (Ra)).......... 226
Tabelle 11.4:
Tabelle 11.5:
Tabelle 11.6:
Tabelle 11.7:
Satellitenbilanz „Erneuerbarer Energieträger“ Deutschland 2012 für
die Referenzprognose (Ra) ............................................................. 230
Tabelle 11.8:
xvi
Inhaltsverzeichnis
Tabelle 11.9:
Tabelle 11.10:
Tabelle 11.11:
Tabelle 11.12:
Entwicklung der CO2-Emissionen in der Referenzprognose (Ra)
entsprechend der Systematik der nationalen Emissionsinventare ......... 232
Tabelle 11.13:
Entwicklung der CO2-Emissionen in der Referenzprognose (Ra) im
Common Reporting Format nach UNFCCC Richtlinie ........................... 233
Tabelle 11.14:
Entwicklung der CH4-Emissionen in der Referenzprognose (Ra) im
Tabelle 11.15:
Entwicklung der N2O-Emissionen in der Referenzprognose (Ra) im
Tabelle 11.16:
Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen in der Referenzprognose
(Ra) im Common Reporting Format nach UNFCCC Richtlinie ................ 236
Tabelle 11.17:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Referenzprognose (Ra) .............................................................................. 237
Tabelle 11.18:
Ergebnistabelle Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre
(Rb)............................................................................................ 238
Tabelle 11.19:
Energiebilanz Deutschland 2012 für die Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb) ...................................................... 241
Tabelle 11.20:
Tabelle 11.21:
Tabelle 11.22:
Tabelle 11.23:
Tabelle 11.24:
die Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb)..................... 246
Tabelle 11.25:
Tabelle 11.26:
Tabelle 11.27:
Tabelle 11.28:
Tabelle 11.29:
Entwicklung der CO2-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb) entsprechend der Systematik der
nationalen Emissionsinventare ........................................................ 248
Tabelle 11.30:
Entwicklung der CO2-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb) im Common Reporting Format nach
UNFCCC Richtlinie ......................................................................... 249
Inhaltsverzeichnis
xvii
Tabelle 11.31:
Entwicklung der CH4-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb) im Common Reporting Format nach
Tabelle 11.32:
Entwicklung der N2O-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb) im Common Reporting Format nach
Tabelle 11.33:
Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen in der Variante mit
Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb) im Common Reporting
Format nach UNFCCC Richtlinie....................................................... 252
Tabelle 11.34:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Variante mit
Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb)............................................ 253
Tabelle 11.35:
Ergebnistabelle Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre
(Rc) ............................................................................................ 254
Tabelle 11.36:
Energiebilanz Deutschland 2012 für die Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc)....................................................... 257
Tabelle 11.37:
Tabelle 11.38:
Tabelle 11.39:
Tabelle 11.40:
Tabelle 11.41:
die Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc) ..................... 262
Tabelle 11.42:
Tabelle 11.43:
Tabelle 11.44:
Tabelle 11.45:
Tabelle 11.46:
Entwicklung der CO2-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc) entsprechend der Systematik der
nationalen Emissionsinventare ........................................................ 264
Tabelle 11.47:
Entwicklung der CO2-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc) im Common Reporting Format nach
Tabelle 11.48:
Entwicklung
der
CH4-Emissionen
in
der
Variante
mit
Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc) im Common Reporting
Tabelle 11.49:
Entwicklung der N2O-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc) im Common Reporting Format nach
Tabelle 11.50:
Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen in der Variante mit
Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc) im Common Reporting
xviii
Inhaltsverzeichnis
Tabelle 11.51:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Variante mit
Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc) ............................................ 269
Tabelle 11.52:
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Die Krise dauert länger“ (S1) ...... 275
Tabelle 11.53:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Die Krise dauert länger“ (S1) ............................................. 278
Tabelle 11.54:
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ (S2a) .................................................................. 283
Tabelle 11.55:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ (S2a) ...................... 286
Tabelle 11.56:
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ (S2d)...................................................................... 292
Tabelle 11.57:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ (S2d) ..................... 295
Tabelle 11.58:
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei
Kernenergieausstieg“ (S3a) ............................................................ 302
Tabelle 11.59:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a) ........ 305
Tabelle 11.60:
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei
Laufzeitverlängerung“ (S3d) ........................................................... 311
Tabelle 11.61:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Laufzeitverlängerung“ (S3d) ....... 314
Tabelle 11.62:
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Niedrigere Bevölkerungsentwicklung“ (S4) ......................................................................... 319
Tabelle 11.63:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Niedrigere Bevölkerungsentwicklung“ (S4)........................... 322
Einführung
1
Einführung
Mit dem derzeit schwindenden relativen
Beitrag heimischer Energieträger zum gesamten Energieangebot in Deutschland
geht eine zunehmende Importabhängigkeit bei gleichzeitig stärker werdendem
Wettbewerb um die weltweit vorhandenen
Ressourcen einher. Aspekte, die in diesem
Zusammenhang von Bedeutung sind, sind
die Ölpreisrekorde der jüngeren Vergangenheit, die Peak-Oil Diskussion oder der
Erdgaskonflikt zwischen Russland und der
Ukraine. Zudem sind die Liberalisierung
der Energiemärkte und hier insbesondere
das Unbundling, die Kernkraftwerksdebatte und das Schlagwort der bevorstehenden Stromlücke aktuelle Themen der
energiewirtschaftlichen und –politischen
Diskussion. Des Weiteren sind die Bestrebungen zum Klimaschutz von zentraler
Bedeutung für die Entwicklung des globalen und nationalen Energiemarktes. Mit
der weltweiten Wirtschaftskrise hat sich
zudem der gesamtwirtschaftliche Rahmen
des Energiesystems deutlich verändert.
1.1
1
Hintergrund und Zielsetzung
Vor diesem Hintergrund ist es das Ziel
der Energieprognose 2009, die aktuelle
Energieversorgungssituation zu analysieren und die langfristige Entwicklung von
Angebot und Nachfrage nach Energieträgern in Deutschland für den Zeitraum bis
2030 mit einem Ausblick bis 2050 abzuschätzen. Dabei sind die Wechselwirkungen hinsichtlich der Nachfrage nach unterschiedlichen Energieträgern und die Einflussnahme über energieund umweltpolitische Entscheidungen, mit denen verstärkt auf die wachsende Bedeutung von
Umweltproblemen reagiert wird, zu berücksichtigen.
Ein bis 2030 sehr wichtiger politischer
Einflussfaktor für die Entwicklung der
Energiemärkte in Europa und weltweit ist
die Klimapolitik. Hier sind in nächster Zeit
wichtige Weichenstellungen zu erwarten,
insbesondere im Hinblick auf ein Nachfolgeabkommen für das Kyoto-Protokoll. In
Deutschland werden wesentliche Teile der
Energie- und Klimapolitik durch das Integrierte Energie- und Klimaprogramm
(IEKP) der Bundesregierung zusammengefasst. Hier werden Maßnahmen zur Förderung Erneuerbarer Energien und zur
Steigerung der Energieeffizienz ergriffen,
um eine Reduktion der Treibhausgasemissionen zu erreichen. Es umfasst neben
konkreten Maßnahmen auch politische Absichtserklärungen, deren Umsetzung politischen Unsicherheiten unterliegt.
Aussagen über die künftige Entwicklung
der Energiemärkte in Deutschland bedürfen der adäquaten Berücksichtigung der
politischen und ökonomischen, aber auch
der technischen und ökologischen Rahmenbedingungen und haben zudem der
mit Prognosen inhärent verbundenen Unsicherheit Rechnung zu tragen. Vor diesem Hintergrund wurden in der jüngsten
Vergangenheit zunehmend modellgestützte Szenarioanalysen durchgeführt, um
sachgerechte Entscheidungshilfen für Politik und Energiewirtschaft bereitzustellen.
Ziel derartiger Zukunftsanalysen ist es,
Konsequenzen alternativer Handlungsoptionen bzw. Rahmenbedingungen quantitativ aufzuzeigen und die damit einhergehende Unsicherheit explizit zu erfassen.
Damit kann aufgezeigt werden, welche
Konsequenzen hinsichtlich der Erreichung
des energiepolitischen Zieldreiecks Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit und
Umweltverträglichkeit mit den energie-
Einführung
2
wirtschaftlichen Entwicklungen und Rahmensetzungen verbunden sind.
das Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW), Mannheim.
Die für die Analysen entwickelten und
eingesetzten EDV-gestützten Modelle erlauben es, komplexe Energiesysteme zu
analysieren und Wechselwirkungen der
Energiemärkte untereinander sowie mit
der übrigen Wirtschaft und der Umwelt zu
erfassen. Damit ist es möglich, Informationen über potenzielle zukünftige Entwicklungen der Energieversorgung sowie
über die Wirkungen von energiepolitischen
Entscheidungen, technologischen Entwicklungen und Veränderungen der nationalen
und internationalen Rahmenbedingungen
zu gewinnen und bewerten zu können.
Diesem Grundansatz folgt auch die methodische Vorgehensweise für die Erstellung der Energieprognose 2009.
1.2
Die im Rahmen des Projektes „Die Entwicklung der Energiemärkte bis 2030 –
Energieprognose 2009“ erarbeiteten quantitativen Entwicklungen des Energiesystems und der Energiemärkte in Deutschland und Europa sind dabei nicht als Versuch zu verstehen, die tatsächlich eintretende Entwicklung vorherzusagen. Sie
beschreiben eine wahrscheinliche Entwicklung von Energieverbrauch und –versorgung, wenn die unterstellten Entwicklungen unsicherer Einflussfaktoren, wie
z. B. der Ölpreise oder des Bruttoinlandsprodukts (BIP), tatsächlich einträten und
die unterstellten energiepolitischen Rahmensetzungen und Maßnahmen ihre Wirkung entfalten würden.
Die Bearbeitung dieses Kooperationsprojektes erfolgt durch das Institut für
Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER) der Universität Stuttgart, das Rheinisch-Westfälische Institut
für Wirtschaftsforschung (RWI), Essen,
Vorgehensweise
Die Arbeitsgemeinschaft verfolgt für die
Erstellung der Energieprognose 2009 einen integrierten Ansatz, bei dem die wesentlichen in das Analysemodell eingehenden Parameter (Abbildung 1.1) auf Basis
anerkannter empirischer Untersuchungsmethoden bestimmt werden (Abschnitt 3).
Hierzu gehört die Einschätzung der zukünftigen Entwicklung der Preise der fossilen Energieträger. Zudem erfolgt die Bestimmung der ökonomischen, sozio-demographischen und technologischen Determinanten der künftigen Energienachfrage.
Die Untersuchung der wesentlichen Determinanten der Energienachfrage erfolgt,
nach Energieverbrauchssektoren gegliedert, anhand moderner ökonometrischer
und technisch-ökonomischer Analyseverfahren. Eine Projektion der Entwicklung
der sektoralen Energienachfrage sowie
eine technische, ökonomische und ökologische Charakterisierung von Schlüsseltechnologien des Umwandlungssektors
runden diese Analysen ab.
Aufbauend auf den Szenariorandbedingungen werden mit dem Berechenbaren
Allgemeinen Gleichgewichtsmodell NEWAGE die volkswirtschaftlichen Entwicklungen quantifiziert. Hierzu gehören die Auswirkungen der Szenarien und Varianten
auf gesamtwirtschaftliche Indikatoren, wie
z. B. Wachstum des Bruttoinlandsprodukts, Beschäftigung, Konsum, Investitionen, Außenhandel und Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie. Die
ökonomischen Auswirkungen von Energiepolitiken, wie z. B. der Förderung Erneuerbarer Energien, der CO2-Minderung oder
des Kernenergieausstiegs, sind das Ergebnis komplexer technologischer und
Einführung
3
Charakterisierung
neuer
Technologien
Reserven,
Ressourcen,
Potenziale
11 Industrie- und Dienstleistungssektoren) explizit modelliert. Neben Deutschland sind 9 weitere Länder bzw. Regionen,
darunter der Rest der EU-15 sowie die 12
neuen EU-Staaten, die USA und China erfasst. Die Modellspezifikation erlaubt z. B.
auch die Abbildung einer Weiterentwicklung des internationalen Emissionsrechtehandels.
Weltweite
Energieträgerpreise
Nettostromerzeugung
Elektrizitätsmarktmodell
Energiesystemmodell
E2M2s
TIMES PanEU
Produktionswerte
Erwerbstätige
Einkommen
Sozioökonomische
Entwicklung
Gleichgewichtsmodell
NEWAGE
Reservefaktor
Charakterisierung
existierender
Technologien
Abbildung 1.1:
Einspeisung aus
erneuerbaren
Energien
IO-Tabellen
Erwerbsquoten
Elastizitäten
Modellinstrumentarium
Den Kern der modelltechnischen Fundierung der Energieprognose 2009 stellt
das
europäische
Energiesystemmodell
1
TIMES PanEU dar (Abbildung 1.1). Hier
erfolgt die Projektion detailliert sowohl bezüglich der Energieanwendung (Nieder-,
Mittel- und Hochtemperaturwärme, Kraft
stationär, Kraft mobil, Information/Kommunikation) als auch bezüglich der Energieträger (Mineralölmarkt, Kohlemarkt,
Gasmarkt, Elektrizitätsmarkt, Fern- und
1
Energiebilanzen
und Emissionsinventare
Politischer Rahmen
ökonomischer Anpassungsreaktionen, die
sich nur im Rahmen geschlossener gesamtwirtschaftlicher Modelle erfassen lassen, die neben den sektoralen Rückkopplungseffekten auch die internationalen
außenhandelsbezogenen Wirkungen abbilden. Für die Szenarioanalysen wird daher
eine globale Modellversion von NEWAGE
verwendet, die Deutschland mit seiner
sektoralen Produktion (5 Energiesektoren,
Eine umfassendere Modellbeschreibung sowie
Anwendungsbeispiele für das TIMES PanEU Modell
finden sich u.a. bei (NEEDS 2006), (Blesl et al.
2008), (Kuder, Blesl 2008) und (Kober, Blesl
2009).
Nahwärmemarkt, regenerative Energien,
neue Sekundärenergieträger (Methanol,
Wasserstoff)) und nach Sektoren (inkl.
dem nicht-energetischen Verbrauch). Mit
dem europäischen Modellansatz und seiner Untergliederung nach 30 einzelnen
Ländern wird gewährleistet, dass der
deutsche Energiemarkt vollständig und
konsistent als Teil des europäischen Energiemarktes beschrieben wird.
Die Einspeisung der Onshore und Offshore Windenergie in das Elektrizitätsnetz
beeinflusst zunehmend die Entwicklung
der
Stromerzeugung
und
die
Bereitstellung von Reserveleistung. Dies hat
Einführung
4
chungen geben kann. In der Referenzprognose wird vom 2002 gesetzlich geregelten Ausstieg aus der Kernenergie in
Deutschland ausgegangen, in zwei Varianten wird diese Restriktion fallen gelassen,
wobei die Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke auf 40 bzw. 60 Jahre festgelegt wird.
signifikante Auswirkungen auf die StromGroßhandelspreise in Deutschland. Um
den mittel- bis langfristigen Einfluss der
Windenergieeinspeisung und des geplanten Kernenergieausstiegs auf die Entwicklung des Kraftwerksparks und die notwendige Reservevorhaltung zu identifizieren
sowie die Großhandelspreise (Baseload,
Peakload) zu bestimmen, wird das hoch
aufgelöste Elektrizitätsmarktmodell E2M2s
verwendet. Damit werden, basierend auf
den Ergebnissen aus TIMES PanEU zum
Kraftwerkseinssatz die Großhandelspreise
berechnet. Die Bestimmung der Reservevorhaltung dient dann wiederum als Input
für die systemtechnischen Analysen.
Für die Referenzprognose und für die
Varianten mit Laufzeitverlängerung werden die internationale (globale) Einbettung und die Wechselwirkungen zwischen
der Entwicklung der Energieversorgung
und der Gesamtwirtschaft bzw. der Arbeitsplätze sowie der Umwelt bzw. des
Klimas im Sinne eines konsistenten Szenariobildes berücksichtigt. Zur Erfassung
der Auswirkungen der Variation zentraler
Einflussgrößen und um die Effekte verschiedener energieund umweltpolitischer
Einflussnahmen und Handlungsoptionen
aufzuzeigen, werden Sensitivitätsanalysen
durchgeführt. Die im Rahmen der Energieprognose 2009 verwendeten Szenarienkürzel sind in Tabelle 1.1 aufgeführt.
Auf dieser Basis wird mit Hilfe des konsistenten Modellinstrumentariums für die
Stichjahre 2012, 2015, 2020, 2025 und
2030 sowie einem Ausblick bis 2050 die
Referenzprognose der Entwicklung der
deutschen Energiewirtschaft erläutert. Es
ist hier darauf hinzuweisen, dass die ausgewiesenen Werte für die Untersuchungsjahre 2012 bis 2030 als Trendpfad zu verstehen sind, von dem es in Realität AbweiTabelle 1.1:
Kürzel der Referenzprognose, der Varianten mit Laufzeitverlängerung und der Sensitivitätsanalysen
Sensitivitäten
Referenz‐
prognose / Varianten
Kernenergieausstieg
in Deutschland auf 40 (b) / 60 (c) Jahre bzw. in Europa auf 60 Jahre (d)
1.3
Lange Wirtschafts‐
krise
Hoher Ölpreis
Verstärkter Klimaschutz
Niedrige Bevölkerungs‐
entwicklung
S1
S2a
S3a
S4
S2d
S3d
Ra
Rb / Rc / Rd
Arbeit des Begleitkreises
Bei der Erstellung der Energieprognose
2009 wurde der Projektgruppe ein wissenschaftlicher Begleitkreis zur Seite gestellt.
Er setzt sich aus Wissenschaftlern zusammen,
die
über
langjährige
Erfahrungen mit eigenen Modell- und Szenariostudien verfügen:
Einführung
Prof. Dr. Georg Erdmann, Technische
Universität Berlin (Leiter des Begleitkreises)
Dipl.-Math. Jürgen-Friedrich Hake, Forschungszentrum Jülich
Prof. Dr. Bernd Meyer, Universität Osnabrück
Prof. Dr. Wolfgang Pfaffenberger, Jacobs-Universität Bremen
Ziel des Begleitkreises ist die unvoreingenommene methodische und inhaltliche
Beratung der Studienersteller und des
Auftraggebers, wobei die Plausibilitätsprüfung der Prognose im Vordergrund steht.
Das Vorgehen des Begleitkreises kann mit
einem in der Wissenschaft üblichen Review-Prozess verglichen werden.
Der wissenschaftliche Begleitkreis traf
sich im Projektverlauf insgesamt dreimal
mit dem Projektteam sowie Vertretern des
Auftraggebers, um die Arbeitsergebnisse
zu sichten, zu diskutieren und zu kommentieren. Parallel dazu erstellten die Mitglieder des Begleitkreises schriftliche Stellungnahmen zu den Zwischenberichten.
Besonderes Augenmerk lag in der Diskussion der Gesamtkonsistenz der gewählten
methodischen Ansätze, der getroffenen
Rahmenannahmen und der quantitativen
Prognoseergebnisse. Als Ergebnis dieses
Prozesses entstand eine Liste von Fragen
und Anregungen, die dem Auftraggeber
und den an der Projektarbeit engagierten
Instituten zur Verfügung gestellt wurde.
Schwerpunkte waren insbesondere:
Inhaltliche und strukturelle Ausgestaltung des Prognosevorgehens
Konsistenz des gewählten Modellinstrumentariums hinsichtlich der abgebildeten
Interdependenzen von internationalen und
nationalen Entwicklungen
Inhaltliche und formale Plausibilität zwischen Demographie, Einkommensentwick-
5
lung und anderen binnenwirtschaftlichen
Veränderungen einerseits sowie der Entwicklung des Energiesystems andererseits
Adäquate Berücksichtigung der Auswirkungen der weltweiten Finanzkrise
Konkrete Vorschläge für die Definition
von Szenarien und Sensitivitätsanalysen
Diskussion und Interpretation prognoserelevanter Themen vor dem Hintergrund
unterschiedlicher theoretischer Denkschulen
Während und über die Arbeitstreffen bestand zwischen den Studienerstellern und
dem Begleitkreis ein sehr intensiver wissenschaftlicher Austausch im Stile eines
Review-Prozesses, wobei um die eine oder
andere Position in Einzelfällen gelegentlich
auch hart, aber am Ende immer konstruktiv gerungen wurde. Durch den Prozess
konnte der Beirat verschiedentlich Anregungen geben, die von der Projektgruppe
positiv aufgegriffen und bei den Modellierungsarbeiten entsprechend umgesetzt
wurden.
Der Bericht des wissenschaftlichen Beirats ist im Anhang C enthalten (Abschnitt
12). Die Kritikpunkte zum Hauptbericht
(Abschnitt 12.4) beziehen sich auf den
Berichtsentwurf der Energieprognose 2009
vom 14.09.2009. Diese wurden in der
vorliegenden Schlussfassung bereits berücksichtigt.
1.4
Vorliegende Studien – Methodik
und Ergebnisse
Im Folgenden werden wesentliche Ergebnisse und Annahmen ausgewählter
neuerer Untersuchungen zur Entwicklung
der Energieversorgung in Deutschland
vergleichend dargestellt. Damit soll eine
Einordnung der Ergebnisse der Energieprognose 2009 und der ihr zugrunde lie-
Einführung
6
Dazu sind in Tabelle 1.2 als wichtige
Rahmenannahmen die Entwicklung der
Bevölkerung, des Bruttoinlandsprodukts
und der Rohölimportpreise dargestellt. Abgesehen von der Studie der Europäische
Kommission European Energy and Transport – Trends to 2030 Update 2007, unterstellen diese Szenarien bis 2020 einen
sehr ähnlichen Bevölkerungsrückgang, um
etwas mehr als eine Million Menschen gegenüber 2005. Von einer stärkeren Verringerung wird bis 2030 ausgegangen: Je
nach Szenario beträgt der Bevölkerungsumfang zwischen 79,3 bis 81,1 Mio. im
Vergleich zu 82,5 Mio. im Jahr 2005.
genden sozioökonomischen Rahmenentwicklungen ermöglicht werden.
Die Angaben in Tabelle 1.2 und Tabelle
1.3 umfassen die Energiewirtschaftliche
Referenzprognose (EWI REF) (EWI/Prognos 2005), die Studie European Energy
and Transport – Trends to 2030 Update
2007 (PRIMES 2007) (Europäische Kommission 2008), das Mit-Maßnahmen-Szenario der Politikszenarien für den Klimaschutz IV und V (POL IV MMS & POL V
MMS) (UBA 2008 & 2009), und das Referenzszenario der ESSO Energieprognose
2008 (ESSO 2008) (ExxonMobil 2008).
Tabelle 1.2:
Kurzüberblick zu den sozioökonomischen Annahmen aktueller Referenzszenarien für
Deutschland
2005
2020
PRIMES POL IV
2007
MMS
82,7
81,4
0,29
-1,30
Statistik*
82,5
-
Bruttoinlandsprodukt (Mrd. €200 0)
Wachstumsrate ab 2005 (% p.a.)
2125,0
-
2638
1,45
2781
1,81
2669
1,53
2779
1,80
2886
2,06
2990
1,38
3113
1,54
Rohölimportpreis ($2007 /bbl)
Veränderung ggü. 2005 (%)
54,82
-
39,2
-28,6
64,9
18,4
57,5
4,9
61,9
12,9
-
45,3
-17,4
66,7
21,7
Bevölkerung (Mio)
Veränderung ggü. 2005 (%)
POL V
MMS
81,3
-1,38
E SSO
2008
81,3
-1,41
EW I
RE F
79,3
-3,84
2030
PRIMES POL IV
2007
MMS
81,1
79,4
-1,65
-3,69
EW I
REF
81,3
-1,41
POL V
MMS
79,8
-3,29
E SSO
2008
79,8
-3,23
3029
1,43
3208
1,66
3511
2,03
73,4
33,9
64,0
16,8
-
* Statistische Werte aus BM WI (2009): Energiedaten
Bezüglich der Entwicklung der Wirtschaftsleistung wird für den Zeitraum von
2005 bis 2030 von einer jährlichen durchschnittlichen Wachstumsrate des realen
Bruttoinlandsprodukts zwischen 1,38 %
und 2,03 % ausgegangen. Alle Szenarien
gehen im Zeitablauf von einer Abschwächung des Wirtschaftswachstums aus.
Demnach erreicht das Bruttoinlandsprodukt Werte zwischen 2 990 Mrd. €2000 und
3 511 Mrd. €2000 in 2030, ausgehend von
2 125 Mrd. €2000 im Jahr 2005.
Bei der Entwicklung des Rohölimportpreises sind zwischen den verschiedenen
Referenzszenarien deutliche Abweichungen zu beobachten. In der 2005 erstellten
Energiewirtschaftlichen Referenzprognose
(EWI REF) von (EWI, Prognos 2005) liegt
der reale Grenzübergangspreis für Rohöl
2030 mit 45,3 $2007 pro Barrel circa 17 %
niedriger als der statistische Ausgangswert für 2005. Diesbezüglich muss jedoch
darauf hingewiesen werden, dass diese
Studie bereits Anfang 2005 fertig gestellt
wurde und somit der deutliche Preisanstieg seit 2005 nicht mehr in die Analyse
miteinbezogen werden konnte. Demgegenüber erwarten die anderen Studien in
ihren Referenzszenarien einen Anstieg des
realen Rohölimportpreises um 17 % bis
34 % bis 2030, so dass er 2030 zwischen
64 und 73 $2007 pro Barrel liegt. Des Weiteren muss darauf hingewiesen werden,
dass in European Energy and Transport –
Trends to 2030 Update 2007 nicht der
Rohölimportpreis, sondern der Weltmarktpreis für Rohöl ausgewiesen wird.
In allen Szenarien ergibt sich ein leichter Rückgang des Primärenergiever-
Einführung
7
circa 2 % ergibt. Diesbezüglich muss allerdings darauf hingewiesen werden, dass
in den verschiedenen Studien bereits für
das Jahr 2005 unterschiedliche Ausgangswerte genannt werden. Während die
Politikszenarien IV in Übereinstimmungen
mit der AG Energiebilanzen von 14 465 PJ
ausgeht, wird etwa in den Politikszenarien
V oder in der Esso Energieprognose 2008
ein deutlich höherer Wert angesetzt.
brauchs bis 2030 (Tabelle 1.3). Bezogen
auf 2005 liegt dieser Rückgang bis 2020
zwischen 6 % und 11 %, bis 2030 zwischen 7 % und 16 %. 2030 liegt der Primärenergieverbrauch demnach zwischen
12 129 PJ und 13 418 PJ. Eine Ausnahme
bilden die Politikszenarien V, wo sich bis
2020 nur eine geringfügige Reduktion des
Primärenergieverbrauchs gegenüber dem
statistischen Ausgangswert von 2005 von
Tabelle 1.3:
Kurzüberblick zu den Ergebnissen aktueller Referenzszenarien für Deutschland
2005
2020
PRIMES POL IV
2007
MMS
13592
12855
8,6
9,3
Statistik
14465
4,6
Stromerzeugung (TWh)
Anteil EE (%)
623,6
16,3
594
23,6
673
13,5
597
23,6
611
31,7
-
584
29,5
694
16,1
Endenergieverbrauch (PJ)
9173
8838
9607
8927
9562
-
8427
Veränderung der CO2Emissionen ggü.1990 (%)
-15,7
-18,1
-14,5
-26,4
-28,1
-11,0
-
2,2
2,2
2,3
2,0
2,5
Primärenergieverbrauch (PJ)
Anteil EE (%)
Wachstumsrate der Energieproduktivität ab 2005 (% p.a.)
Der Anteil der Erneuerbaren Energien
am Primärenergieverbrauch steigt weiterhin leicht an und liegt im Jahr 2030 zwischen 10 % und 14 %. Auch der Beitrag
der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung erhöht sich, in der Energiewirtschaftlichen Referenzprognose und den
Politikszenarien IV auf knapp 24 % bis
2020 und bis 2030 auf ca. 30 %. In den
Politikszenarien V wird bereits 2020 ein
Anteil von beinahe 32 % erreicht. Die Angaben in European Energy and Transport
– Trends to 2030 Update 2007 umfassen
nur den Anteil von Wasserkraft und Windenergie an der Stromerzeugung und können daher nicht für diesen Vergleich herangezogen werden.
In Bezug auf die Entwicklung bei der
Stromerzeugung ist hingegen kein eindeutiger Trend erkennbar: Während sich für
den Zeitraum 2005 bis 2030 in European
Energy and Transport ein Anstieg der
Stromproduktion um 11 % auf 694 TWh
ergibt, wird in der Energiewirtschaftlichen
POL V
MMS
14116
14,9
ESSO
2008
13511
8,2
EWI
REF
12129
11,5
2030
PRIMES POL IV
2007
MMS
13418
12342
10,2
14,3
EWI
REF
13019
8,3
POL V
MMS
-
ESSO
2008
13276
11,7
584
30,3
-
-
9708
8575
-
-
-24,4
-14,2
-32,3
-
-16,3
2,1
1,8
2,1
-
2,4
Referenzprognose und den Politikszenarien IV ein schwacher Rückgang um ca.
6 % auf 584 TWh erwartet. Auch beim
Endenergieverbrauch steht einer leichten
Reduktion um 8 % (auf 8 427 PJ) in der
Energiewirtschaftlichen Referenzprognose
bzw. um knapp 7 % (auf 8 575 PJ) in Politikszenarien IV zwischen 2005 und 2030
eine Erhöhung in European Energy and
Transport um ca. 6 % (auf 9 708 PJ) gegenüber.
In allen Szenarien ergibt sich ein Rückgang der energiebedingten CO2-Emissionen gegenüber 1990. Dieser beläuft sich
auf 11 % bis 28 % im Jahr 2020 und in
2030 auf 14 % bis 32 %. Als eine weitere
wichtige Kenngröße wird in der deutschen
Energiepolitik
die
(gemessen als Einheit Bruttoinlandsprodukt (BIP) pro Primärenergieverbrauch)
angesehen. Diese steigt in diesen Szenarien zwischen 2005 und 2020 im Durchschnitt jährlich um 2,0 % bis 2,5 %.
8
2
Politische Rahmenbedingungen der Energieprognose
Für die zukünftige Entwicklung der
Energiemärkte ist eine Reihe von politischen Rahmenbedingungen bedeutsam,
die in diesem Abschnitt als Grundlage für
die in der Energieprognose 2009 getroffenen Annahmen diskutiert werden. Eine
besondere Herausforderung stellt dabei
die Abschätzung der Ergebnisse gegenwärtiger Entscheidungsprozesse in der
2.1
Umwelt- und Ordnungspolitik dar, die voraussichtlich für die Energieversorgung
wesentliche Veränderungen mit sich bringen werden. In der Energieprognose 2009
werden globale, europäische und nationale
Entwicklungen berücksichtigt. Abschnitt
2.1 schildert die internationale und Abschnitt 2.2 die nationale Energie- und Klimaschutzpolitik. Abschnitt 2.3 geht auf
die wettbewerblichen Rahmenbedingungen in der EU und Deutschland ein.
Internationale Energie- und Klimaschutzpolitik
Zur Charakterisierung der gegenwärtigen und zukünftigen Entwicklung der internationalen Energie- und Klimaschutzpolitik werden einerseits die politischen
Parameter hergeleitet, die den quantitativen Analysen zugrunde liegen. Andererseits werden die modellbasierten Analysen in eine schlüssige Gesamtentwicklung
eingebettet.
Hinsichtlich der internationalen Entwicklung besteht nach dem Scheitern der
Verhandlungen in Kopenhagen nach wie
vor große Unsicherheit. Dennoch ist davon auszugehen, dass es für die Zeit nach
dem Auslaufen des Kyoto-Protokolls im
Jahr 2012 zu einem Klimaschutzabkommen kommen wird. Es ist jedoch nicht zu
Die globale Klimapolitik ist mittlerweile
eine zentrale Größe für die weitere Entwicklung der Energiemärkte. Gemeinsame
Grundlage der weltweiten Klimaschutzbemühungen ist bisher das Kyoto-Protokoll. Weltweit haben jedoch viele Länder
das Protokoll nicht ratifiziert oder die gesetzten Ziele verfehlt. Dies betrifft auch
Mitgliedsländer der EU, obwohl in der Folge des Abkommens das europäische Emissionshandelssystem (Emission Trading
Scheme ETS) eingeführt wurde: bei hin-
erwarten, dass anspruchsvolle EmissionsMinderungsziele für 2020 zeitnah festgeschrieben werden.
Die internationale Energie- und Klimapolitik wirkt auf die deutschen Energiemärkte
insbesondere durch die rechtliche Rahmensetzung der EU: Mit den im „Climate
and Energy Package“ zusammengefassten
Regelungen wurden Vorgaben zur Emissionsminderung, zur Energieeinsparung und
zum Ausbau Erneuerbarer Energien für die
Zeit bis 2020 gemacht. Für die Zeit von
2020 bis 2030 wird von einer Fortsetzung
solcher Politiken in der EU und in anderen
Ländern mit konstanten Emissionsminderungsraten ausgegangen.
reichend stringenter Umsetzung ein sehr
effizientes Instrument zur Reduktion von
Treibhausgasen.
Internationale Klimapolitik bis 2030:
eine bleibende Herausforderung
Nach dem Copenhagen Accord der im
Dezember 2009 in Kopenhagen erreicht
wurde (UNFCCC, 2009) und bisher nur
einen Minimalkonsens darstellt, wird auf
der UN-Klima-Konferenz in Mexiko Ende
2010 erneut ein bindendes Abkommen zur
Reduktion von Treibhausgasemissionen
nach 2012 angestrebt. Die Notwendigkeit
stringenter Emissionsminderungen ist seit
dem letzten Report des Intergovernmental
Panel on Climate Change allgemein anerkannt (IPCC 2007). Die bisherigen Erfahrungen lassen jedoch vermuten, dass es
in naher Zukunft keine Möglichkeit geben
wird, einen adäquaten Beitrag aller Länder
zum
Klimaschutz
tatsächlich
durchzusetzen. Es ist daher absehbar, dass ein
zukünftiges Abkommen nur begrenzte
Klimaschutzbemühungen weltweit nach
sich ziehen wird. Für die Referenzprognose ist daher ebenso wenig von einem
Durchbruch im globalen Klimaschutz auszugehen wie von einem endgültigen Abbruch der internationalen Bemühungen.
Die Herausforderung, weltweit stringente
Maßnahmen
zur
Emissionsreduktion
durchzusetzen, bleibt damit bestehen2.
Kernstück eines neuen Abkommens
werden Emissionsminderungsziele sein.
Die Förderung klimafreundlicher Technologien wird sich nur als abgeleitetes Ziel in
der Vereinbarung wiederfinden. Als Ergebnis zukünftiger Verhandlungen sind
vor allem Emissionsminderungszusagen
von Seiten der Industrieländer zu erwarten. Im Rahmen des sogenannten „Copenhagen Accords“ haben eine Reihe von
Ländern Ende Januar 2010 ihre grundsätzliche Bereitschaft zur Reduktion von Treibhausgasen auch quantitativ dargelegt. Die
Umsetzung wird weiterhin auf nationaler
oder kontinentaler Ebene stattfinden. Bedeutende Entwicklungs- und Schwellenländer wie China oder Indien sind gemäß
der Ende Januar 2010 beim Sekretariat
der UNFCCC eingegangenen „Pledges“
derzeit nicht Willens verbindlichen Emissi-
2
Eine Sensitivitätsanalyse, die ein stringentes
internationales Klimaschutzregime berücksichtigt,
wird in Kapitel 6 bzw. Kapitel 11.6 und 11.7 vorgestellt.
9
onsobergrenzen zuzustimmen. In aufstrebenden Volkswirtschaften ist daher maximal mit Effizienzverbesserungen zu rechnen.
Die Parallel-Existenz unterschiedlicher
Emissionshandelsysteme in den entwickelten Staaten ist aus ökonomischer Sicht
nicht effizient (Anger 2008, AlexeevaTalebi/Anger 2007), wird sich jedoch aufgrund von politischen Divergenzen nicht in
Kürze überwinden lassen. Im Rahmen des
Clean Development Mechanismus (CDM)
wird jedoch die klimapolitische Zusammenarbeit von Industriestaaten und Entwicklungs- und Schwellenländern fortgesetzt. Dieser Mechanismus erlaubt es Industrienationen, ihre Zusagen durch Umsetzung
von
Emissionsminderungsmaßnahmen in Entwicklungs- und Schwellenländern günstiger zu erreichen, als dies
allein durch Maßnahmen im Inland möglich wäre3. Voraussetzung für die Effektivität des Mechanismus sind verbindliche
Umsetzungszusagen der Zielländer.
Auch für den Zeitraum ab 2020 ist mit
einer Fortsetzung der nationalen Klimaschutzbemühungen zu rechnen. Die Europäische Kommission strebt einen integrierten Emissionshandel der OECD-Staaten bereits im Jahr 2015 an, einen globalen Markt für Emissionsrechte ab dem Jahr
2020. Dies erscheint angesichts der unterschiedlichen Zielsetzungen einzelner Kontinente und bedeutender Schwellenländer
kaum erreichbar. Ohne ein internationales
Klimaabkommen ist sogar die Fortsetzung
des Clean Devellopment Mechanism und
der Joint Implementation gefährdet. Mit
dem Ende der Rechtsgültigkeit des KiotoProtokolls laufen auch die Bestimmungen
3
In den Modellen, die für die Energieprognose
2009 verwendet werden, werden solche Mechanismen zum Teil implizit berücksichtigt.
10
für die genannten flexiblen Mechanismen
aus. Die Nutzung von CER und ERU im
Emissionshandel aus Projekten die vor
2012 genehmigt wurden bleibt davon unbenommen.
Klimapolitik in der Europäischen Union
Im Januar 2008 wurde das Klima- und
Energiepaket der EU vorgestellt (EU Climate and Energy Package). Kern des Pakets sind die sogenannten 20-20-20 Ziele:
Bis 2020 soll der Anteil Erneuerbarer
Energien am Bruttoendenergieverbrauch
in der EU 20 % betragen, 20 % des Primärenergieverbrauchs bezogen auf eine
vorher bestimmte Trendentwicklung eingespart werden und die CO2-Emissionen
gegenüber 1990 um 20 % verringert werden. Im Dezember 2008 wurden mehrere
Richtlinien zur Umsetzung des Klima- und
Energiepaketes beschlossen, die die Entwicklung des europäischen Energiesektors
für die nächsten Jahre bestimmen werden.
Die Emissionen der am europäischen
Emissionshandelssystem (ETS) beteiligten
Sektoren sollen ab 2013 gegenüber dem
Durchschnitt der Jahre 2008-2012 um
jährlich 1,74 % gesenkt werden, um so
bis 2020 eine Reduktion von 21 % gegenüber dem Ausstoß von 2005 zu erreichen.
Bis zu 50 % der Minderungen können
durch CDM-Maßnahmen erbracht werden,
sofern ein internationales Klimaschutzabkommen in Kraft tritt (Europäisches Parlament 2008a, Richtlinie 2009/29/EG).
Zentrale Neuerungen im Emissionshandel betreffen die Art der Zuteilung der
Zertifikate, die sektorale Abdeckung und
die Zahl der berücksichtigten Treibhausgase. Neben CO2 sollen zukünftig weitere
Treibhausgase wie Lachgas und vollhalogenierte Fluorkohlenwasserstoffe einbezo-
gen werden. Ab 2013 werden zudem Anlagen aus dem Bereich der Nichteisenmetallverarbeitung, die chemische Industrie und Teile der Mineralien verarbeitenden Industrie dem ETS unterliegen. Der
Flugverkehr wird bereits ab 2012 am
Emissionshandel teilnehmen. Die Zuteilung der Zertifikate wird, anstatt wie bislang durch nationale Allokationspläne,
nach 2012 an EU-einheitliche Regeln gebunden.
Ab 2013 müssen die Industriesektoren
20 % der benötigten Zertifikate ersteigern. Der Versteigerungsanteil erhöht sich
bis 2020 gleichmäßig auf 70 % (Art. 10a,
Abs. 11). Der Flugverkehr erhält für 2013
eine kostenfreie Zuteilung von 85 % (Europäische Kommission 2008a). Dieser Anteil wird über die Jahre sukzessive gesenkt. Die Stromerzeuger müssen hingegen ab 2013 sämtliche Rechte ersteigern.
Eine Ausnahme bilden Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen,
deren
Wärmeleistung
durch eine freie Zuteilung von Zertifikaten
gefördert wird (Europäisches Parlament
2008a, Artikel 10a, Abs. 4). Weiterhin
bestehen für die Stromwirtschaft einiger
osteuropäischer Staaten Übergangsregelungen bezüglich der Versteigerung. Sektoren, die im internationalen Wettbewerb
stehen (sog. Carbon-Leakage-Sektoren)
und deren Wettbewerbsfähigkeit durch die
daraus resultierende direkte Belastung
überdurchschnittlich in Mitleidenschaft
gezogen würde, erhalten auch weiterhin
eine freie Zuteilung an Zertifikaten. Die
Zuteilung orientiert sich dabei an den 10
Prozent effizientesten Anlagen eines Sektors. Konkret bedeutet dies, dass CarbonLeakage-Sektoren mit einer freien Zuteilung in Höhe von 100 Prozent des sektoralen Benchmarks ausgestattet werden.
Weniger effiziente Anlagen müssen also in
Zukunft ebenfalls einen Teil der benötigten Zertifikate zukaufen.
Für die Zeit nach 2020 wird von einem
Fortbestehen des EU-ETS in seiner jetzigen Form ausgegangen. Auch wenn das
Zustandekommen eines weltweiten Emissionshandels in ferner Zukunft möglich
erscheint, wird für die Energieprognose
2009 weiterhin von einem separaten EUEmissionshandelssystem
ausgegangen
und auch die sektorale Trennung innerhalb der EU zwischen beteiligten Sektoren
und solchen, die nicht am Handel teilnehmen, wird beibehalten. Die Emissionsobergrenzen für die Zeit nach 2020 ergeben sich aus der Fortschreibung der jährlichen Minderungen im EU-ETS während
des Zeitraums 2013-2020, nämlich genau
1,74 % p.a. der durchschnittlichen Emissionen von 2008 bis 2012 pro Jahr.
Auch für die Nicht-ETS-Sektoren in der
EU sind Emissionsbeschränkungen bis
2020 vorgeschrieben (Europäisches Parlament 2008b, 2009). Diese variieren von
Land zu Land und sehen für manche Länder begrenzte Emissionssteigerungen vor,
für andere Länder hingegen Emissionsminderungen. Insgesamt soll damit für die
EU eine Reduktion gegenüber 2005 um
10 % erreicht werden. Für Deutschland ist
eine Minderung um 14 % bis 2020 gegenüber 2005 vorgeschrieben.
Es ist eine lineare Senkung der Emissionen ab 2013 vorgegeben, bis die Ziele im
Jahr 2020 erreicht werden. Laut Richtlinie
können, von Jahr zu Jahr, bis zu 5 % der
Emissionen des Folgejahrs „geliehen“ werden, um so die Begrenzung im laufenden
Jahr zu mildern, bei entsprechender Verschärfung im Folgejahr. Ebenso kann bei
„Übererfüllung“ die Menge an Emissionen,
die in einem Jahr nicht ausgestoßen wurden, dem Folgejahr gutgeschrieben werden. Darüber hinaus können durch CDMMaßnahmen pro Jahr bis zu 3 % der Emissionen − unter gewissen Bedingungen
11
sogar bis zu 4 % − durch Projekte außerhalb der EU eingespart und dem finanzierenden Mitgliedsland zugeschrieben werden. Anrechenbar sind alle Emissionsminderungsprojekte, die im Zeitraum
2008-2012 bereits bewilligt wurden, sowie
solche, die in den am wenigsten entwickelten Staaten stattfinden.
Die Vorgaben sind auf europäischer
Ebene beschlossen und rechtskräftig, allerdings ist bisher kein Instrument zur
Sanktion bei Nicht-Erfüllung durch die
Mitgliedsstaaten vorgesehen. In der Energieprognose 2009 wird daher davon ausgegangen, dass ausschließlich die nationalen Maßnahmen der Mitgliedsstaaten wirken und eine Erfüllung dieser Ziele somit
nicht unbedingt erreicht wird. Bei NichtErfüllung kann davon ausgegangen werden, dass die flexiblen Mechanismen wie
oben beschrieben (z. B. Emissionsminderungen im Ausland) entsprechend ausgedehnt werden.
Als Energieeffizienzziel im Rahmen des
Klima- und Energiepakets hat sich die EU
auf eine Minderung des Primärenergieverbauchs gegenüber einer vorher fixierten
Trendentwicklung festgelegt: Bis 2020 soll
20 % weniger Primärenergie verbraucht
werden als in einem Referenzszenario ohne Regulierung. Dieses Ziel wurde bereits
im März 2007 vom Europäischen Rat beschlossen, und entspricht dem im Grünbuch der Kommission über Energieeffizienz vom Juni 2005 genannten Potenzial
an Energieeinsparung. Demnach sollten
vor allem die Energieeffizienz im Verkehr
sowie bei Geräten und Gebäuden verbessert werden. Seit 2006 gibt es bereits eine
EU Richtlinie über Endenergieeffizienz und
Energiedienstleistungen (BMWi 2007), in
der Effizienzsteigerungen festgeschrieben
werden. Die Umsetzung der Richtlinie in
Deutschland wird im Abschnitt 2.2 über
12
die nationale Energie- und Klimapolitik
dargestellt.
Von Ökonomen ist das Energieeffizienzziel der EU in letzter Zeit in Frage gestellt
worden (Gillingham et al. 2006, Mennel/Sturm 2009). Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz zusätzlich zur
Emissionsreduktion werden als überflüssig
kritisiert. Durch marktbasierte Instrumente – wie z. B. dem Emissionshandel - würden Klima- und Umweltschäden bereits
internalisiert und Anreize zu Effizienzverbesserungen gegeben. Hierbei bleibt es
den Akteuren überlassen, an welcher Stelle solche Maßnahmen sinnvoll erscheinen
oder nicht. Bisher ist nicht absehbar, mit
welchen Mechanismen zielgenaue Effizienzsteigerungen EU-weit durchgesetzt
werden sollen. EU-Organe verhandeln derzeit über die Ausgestaltung neuer Effizienzrichtlinien, die konkrete Umsetzung ist
jedoch weitgehend offen. Vor dem Hintergrund, dass Effizienzziele ebenfalls nicht
Teil eines internationalen Klimaabkommens sein werden, und daher geringere
Verbindlichkeit als Emissionsreduktionen
aufweisen, wird für die Energieprognose
2009 kein über die bereits bestehende
Richtlinie von 2006 hinaus gehendes Ziel
vorgegeben. Effizienzverbesserungen sind
aufgrund bereits beschlossener, konkreter
klimapolitischer Maßnahmen zu erwarten.
Es bleibt jedoch a priori unklar, ob das
2020 Ziel der EU im Hinblick auf Energieeffizienz erfüllt werden wird.
am Endenergieverbrauch der EU soll bis
2020 auf 20 % gesteigert werden. Zur Erreichung dieses Ziels sind sehr unterschiedliche Quoten für jedes Mitgliedsland
vorgeschrieben. Dabei wurde berücksichtigt, dass manche Länder aufgrund geographischer Gegebenheiten einen hohen
Anteil an Erneuerbaren Energien haben,
so etwa Österreich, das durch die Nutzung
von Wasserkraft über 20 % des Primärenergiebedarfs deckt. In anderen Ländern
spielen Erneuerbare Energien bislang keine große Rolle.
Da auf eine EU-weit einheitliche Regulierung zur Förderung der Erneuerbaren
Energien verzichtet wurde, erscheint die
Erreichung der angestrebten länderspezifischen Anteile der Erneuerbaren Energien
am Energiemix als kaum gesichert. Die
Kommission bemüht sich in diesem Bereich Verbindlichkeit herzustellen. Bisher
sind jedoch keine bindenden Sanktionsmechanismen bei Nichterfüllung beschlossen. Die angestrebten Quoten gehen daher
nicht als feste Größen in die Berechnungen zur Energieprognose 2009 ein. Vielmehr ergeben sich die Anteile Erneuerbarer Energien als Resultat der den Berechnungen zugrunde gelegten Annahmen
über die nationalen Förderpolitiken für die
einzelnen Regenerativtechnologien. Sollten unter diesen Annahmen die Quoten
aus den 2020 Zielen nicht erreicht werden, so ist davon auszugehen, dass sich
betroffene Mitgliedsstaaten um eine Lockerung ihrer Quote oder um die Anrechnung von Projekten in Drittländern bemühen werden.
Energie- und Klimapolitik außereuropäischer Industrieländer
Bereits vor der Wahl nahm der Klimaschutz in den Absichtserklärungen von
Barack Obama, dem 44. Präsidenten der
USA eine wichtige Stellung ein. Tatsächlich wurde im ersten Halbjahr 2009 im
Repräsentantenhaus der „American Clean
Energy and Security Act“ bestätigt, ein
neuer Gesetzesentwurf zum Klimaschutz,
welcher zum ersten Mal weitgehende
Emissionsreduktionen anstrebt. Ähnlich
wie bisher in der EU wird damit ein eigen-
ständiges Emissionshandelssystem für die
Vereinigten Staaten angestrebt. Eine im
Januar 2010 beim Sekretariat der UNFCCC
eingereichte Erklärung der Vereinigten
Staaten signalisiert die Bereitschaft zu
einer Treibhausgasreduktion von 17 Prozent bis 2020 im Vergleich zu 2005
(UNFCCC, 2010a). Dieses Ziel entspricht
etwa einer Reduktion von 3 Prozent wenn
als Basisjahr 1990 gewählt wird, und
spiegelt damit die Zielsetzung des American Clean Energy and Security Act. Die
Zustimmung des Senats zum Gesetzesvorhaben ist jedoch mehr als unsicher. In
den letzten Jahren sind Gesetzesvorstöße
zum Klimaschutz in den USA regelmäßig
im parlamentarischen Verfahren gescheitert (eine Übersicht liefert Paltsev et al.
2007). Solche Reduktionsanstrengungen
werden vermutlich nur im Falle eines internationalen Abkommens unternommen,
welches strikte Emissionsobergrenzen für
Entwicklungs- und Schwellenländer mit
einbezieht. Auch wenn die Regierung bei
internationalen Verhandlungen strikte Zusagen macht, so zeigt die Erfahrung mit
dem Kyoto-Protokoll, dass die Erfüllung
solcher Zusagen nicht garantiert werden
kann. In der Referenzprognose der Energieprognose 2009 wird daher mit einer
weniger ambitionierten Reduktion der USamerikanischen Treibhausgasemissionen
gerechnet, so dass deren Niveau im Jahr
2020 5 % über dem des Jahres 1990
liegt4. Als Fortsetzung dieser Politik wird
für die Jahre ab 2020 bis 2030 eine jährliche Minderung in Höhe von 1 % der Emissionen von 2020 angenommen.
Kanada hatte sich zwar im Kyoto-Protokoll zu einer Reduktion von Treibhausgasen verpflichtet, tatsächlich sind die
Emissionen jedoch bis 2005 massiv ge4
Striktere Emissionsziele werden in einer Sensitivitätsanalyse Kapitel in 6 bzw. Kapitel 11.6 und
11.7 berücksichtigt.
13
stiegen. Trotzdem hat sich die kanadische
Regierung in ihrem Aktionsplan vom April
2007 auf eine lineare Senkung der Emissionen ab 2012 festgelegt. Laut Aktionsplan
sollen bis 2020 die Emissionen gegenüber
2006 um 20 % sinken (Kanadisches Umweltministerium 2007). Im Folgenden
wird davon ausgegangen, dass dieses Ziel
um 5 Prozentpunkte verfehlt wird. Für die
Zeit nach 2020 wird eine jährliche Minderung in Höhe von 1 % der Emissionen von
2020 angenommen. Allgemein orientiert
sich Kanada hinsichtlich seiner Treibhausgasreduktionsziele an den USA. Im Januar
2010 reichte Kanada beim Sekretariat der
UNFCCC eine Erklärung ein in der es Reduktionen von 17 Prozent bis 2020 im
Vergleich zu 2005 in Aussicht stellt
(UNFCCC, 2010b). Dies entspricht einer
Reduktion von 16 Prozent gegenüber 2006
und liegt damit nur knapp über den in der
Energieprognose veranschlagten 15 Prozent gegenüber 2006. Im Vergleich zum
Basisjahr 1990 stellt dieses Ziel jedoch
eine Steigerung des Treibhausgasausstoßes um 3 Prozent dar.
Im Rahmen eines internationalen Abkommens wird sich auch Australien zu
Emissionsminderungen verpflichten. Die
Regierung hat sich zu Emissionsminderungen bis 2020 von bis zu 25 % gegenüber dem Jahr 2000 bereit erklärt, sofern
ein signifikanter Beitrag aller Länder zu
erwarten ist. Andernfalls sollen die Emissionen im gleichen Zeitraum nur auf ein
Niveau von 5 % unterhalb dessen von
2000 reduziert werden (UNFCCC 2010c).
Im Vergleich zum Basisjahr 1990 würde
das australische Reduktionsziel eine Veränderung des Treibhausgasausstoßes in
einem Bereich von -11 Prozent bis +13
Prozent bedeuten. Obwohl sich die australische Regierung damit gegen die Empfehlung der von ihr beauftragten Wissenschaftler stellt (Garnaut 2008), erscheint
14
das 5 % Ziel angesichts schwacher internationaler Institutionen und den Erfahrungen aus dem Klimagipfel von Kopenhagen
im Dezember 2009 als wahrscheinlicher.
Die Minderungen sollen mittels eines
Emissionshandelssystems umgesetzt werden, welches auch Emissionsvermeidungen in Entwicklungsländern berücksichtigt.
Die Einrichtung eines Handelssystems war
ursprünglich für Mitte 2010 geplant. Aufgrund politischer Wiederstände wurde die
Einführung des Handelssystems jedoch
verschoben. Ebenso wie für die anderen
außereuropäischen Industrieländer wird
für die Jahre zwischen 2020 und 2030 von
einer jährlichen Minderung in Höhe von
1 % der Emissionen von 2020 ausgegangen.
Japan hat sich bis zum Frühsommer
2009 nicht auf klimapolitische Ziele für die
Zeit nach 2012 festgelegt. Am 10. Juni
2009 erklärte Premierminister Aso, Japan
verpflichte sich, seine Treibhausgasemissionen bis 2020 um ca. 9 % unter das
Level von 1990 zu bringen. Im Januar
2010 reichte Japan beim Sekretariat der
UNFCCC ein Dokument ein, in dem es die
Bereitschaft zu einer Treibhausgasreduktion von 25 Prozent im Vergleich zu 1990
signalisiert. Japan ist damit das einzige
Land, das seine Position nach den gescheiterten Verhandlungen in Kopenhagen
deutlich verändert hat. In der Tat hatte
sich Japan schon 2002 mit der Ratifikation
des Kyoto-Protokolls verpflichtet, seine
Treibhausgasemissionen bis 2012 gegenüber 1990 deutlich zu verringern. Bis
2006 verlief die Entwicklung jedoch entgegen gesetzt. Das natürliche Potenzial
zur Nutzung Erneuerbarer Energien in
Japan ist gering. Die Vorbereitungen für
einen Emissionshandel sind getroffen, eine
Teilnahme daran ist allerdings nicht verpflichtend.
Da Japan sein ambitioniertes Reduktionsziel von 25 Prozent bis 2020 im Vergleich zu 1990 jedoch nur dann verbindlich eingehen wird, wenn es zu einem fairen und effektiven internationalen Abkommen unter Einbeziehung aller bedeutenden Ökonomien kommt (UNFCCC,
2010d), wird im Folgenden davon ausgegangen, dass Japan für 2020 eine Rückführung der inländischen Treibhausgasemissionen auf ein Niveau von 5 % über
dem von 1990 erreicht. Die Umsetzung
wird durch einen bindenden nationalen
Emissionshandel erfolgen. In Fortsetzung
dieser Politik wird für die Jahre zwischen
2020 und 2030 eine jährliche Minderung
in Höhe von 1 % der Emissionen von 2020
angenommen. Darüber hinaus gehende
Forderungen der internationalen Gemeinschaft an Japan werden voraussichtlich
eher über Emissionsminderungsprojekte in
Drittländern abgegolten.
Entwicklungs- und Schwellenländer
Die BRIC-Staaten Brasilien, Russland,
Indien und China nehmen als aufstrebende Volkswirtschaften eine immer wichtigere Rolle in der Weltwirtschaft ein. Der fortwährende Abstand zu den führenden Industrienationen in der wirtschaftlichen
Entwicklung und den Pro Kopf Emissionen
lässt hingegen nur wenige eigene Klimaschutzbemühungen erwarten.
In ihren im Januar 2010 beim Sekretariat der UNFCCC eingereichten Vorschlägen für Beiträge der aufstrebenden Ökonomien in zukünftigen internationalen
Klimaschutzabkommen, verweisen Brasilien, China und Indien lediglich freiwillige
Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz und Treibhausgaseinsparung
vor (UNFCCC, 2010e, 2010f, 2010g). Tatsächlich
sind
Effizienzverbesserungen
schon seit längerem Teil der Entwick-
lungsstrategie dieser Staaten, um Versorgungsrisiken zu verringern und ihre Stellung auf den weltweiten Rohstoffmärkten
zu stärken. Diese Maßnahmen folgen nationalen Interessen in der Energieversorgung oder im Energieexport. Beispielsweise hat Brasilien bereits seit Anfang der
neunziger Jahre zwei laufende Programme, CONPET und PROCEL, zur Förderung
von Energieeffizienz im Strom- und Ölverbrauch. Eine Minderung der energiebezogenen CO2-Emissionen pro Einheit des
realen BIP wurde damit jedoch nicht erreicht. Für China hat sich die Regierung in
ihrem elften Fünfjahresplan das Ziel gesetzt, bis 2010 den Energieverbrauch pro
Einheit BIP, bezogen auf das Jahr 2005,
um 20 % zu senken (SCIO 2007).
Russland, als weiteres Land der BRIC
Staaten, hat 2004 das Kyoto-Protokoll
ratifiziert, tritt jedoch in den kommenden
Jahren vor allem als Erzeugerland für fossile Energien auf. Effizienzsteigerungen im
russischen Inland werden angestrebt, um
das Volumen an Brennstoffen, das für den
Export zur Verfügung steht, zu erhöhen
(Russisches Energieministerium 2003).
2.2
15
Laut eigener Erklärung im Rahmen des
UNFCC strebt Russland für sich ein Reduktionsziel von 15 bis 25 Prozent bis 2020
im Vergleich zu 1990 an (UNFCCC,
2010h). Aufgrund des Wandels in der russischen Wirtschaft in Folge des Endes der
Sowjetunion bedeutet dieses Ziel jedoch
eine Steigerung des Treibhausgasausstoßes von 23 bis 39 Prozent, wenn man
2000 als Basisjahr zur Messung heranzieht.
Zusammenfassend ist für die BRIC
Staaten davon auszugehen, dass Energiepolitik vor allem aus entwicklungsökonomischem Kalkül betrieben wird. Klimapolitisch motivierte Maßnahmen werden nur
dann umgesetzt, wenn diese durch CDMMaßnahmen oder durch Technologietransfer von den Industrieländern unterstützt
werden.
Für weitere Entwicklungs- und Schwellenländer werden keine Aussagen zu einer
eigenständigen Energie- und Klimapolitik
gemacht. Damit wird u. a. berücksichtigt,
dass Klimaschutzpolitiken in vielen Staaten nicht durchsetzbar sind.
Nationale Energie- und Klimaschutzpolitik
Neben dem europäischen Emissionshandel gibt es auf der nationalen Ebene drei
Haupthandlungsfelder energiepolitisch relevanter Umweltregulierung mit Vorgaben
der EU: Förderung Erneuerbarer Energien,
Energieeffizienz-Regulierung und Energiesteuern. In Deutschland wurde diese im
Integrierten Energie- und Klimaprogramm
(IEKP) formuliert. Die Förderung Erneuerbarer Energien erfolgt heute durch das
Erneuerbare Energien Gesetz im Elektrizitätsmarkt und durch das Erneuerbare
Energien Wärmegesetz und das Marktanreizprogramm für Erneuerbare Energien
im Wärmemarkt. Es wird davon ausgegangen, dass die Gesetze über den gesamten Analysezeitraum Bestand haben
werden.
Auch die Förderung der Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen über das KWKG wird bis 2020 verlängert, danach jedoch als auslaufend betrachtet. Skepsis besteht im Hinblick auf
die Verabschiedung des Gesetzes zu Steigerung der Energieeffizienz (EnEf), das
sich zur Zeit in der Ressortabstimmung
befindet. Hier wird nur von einer teilwei-
16
sen Umsetzung ausgegangen. Bei der im
Energiesteuergesetz festgelegten Energiebesteuerung wird kein Paradigmenwechsel
erwartet. Die Besteuerungssätze werden
in der Energieprognose 2009 nominal fortgeschrieben, sofern ein Auslaufen von Regelungen nicht bereits vereinbart ist.
Nationale Ziele der Energie- und Klimaschutzpolitik
Endenergieverbrauchs angestrebt. Ferner
sollen Biotreibstoffe, die den herkömmlichen Kraftstoffen beigemischt werden, im
Jahr 2020 die daraus resultierende Treibhausgasbelastung um 7 % verringern.
Im Folgenden werden die nationalen
Ziele der Energie- und Klimaschutzpolitik
sowie deren erwartete Umsetzung vorgestellt. Sie haben für die Entwicklung der
deutschen Energiemärkte eine hohe Bedeutung. Während auf globaler Ebene, wie
im vorherigen Abschnitt entwickelt, die
Bemühungen um die Reduktion von Treibhausgasemissionen im Vordergrund stehen (in der EU für die energieintensiven
Industrien durch den Emissionsrechtehandel umgesetzt), gibt es auf der nationalen
Ebene drei Haupthandlungsfelder energiepolitisch relevanter Umweltregulierung mit
konkreten Vorgaben der EU: Förderung
Erneuerbarer Energien, EnergieeffizienzRegulierung und Energiesteuern. Im Einzelnen fordern die EU Gesetze Folgendes (Tabelle 2.1): Die im Dezember 2008
vereinbarte europäische Richtlinie über
Erneuerbare Energien fordert für Deutschland bis 2020 einen Anteil von 18 % aus
Erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch. Unter Beibehaltung der
nationalen Förderinstrumente für Erneuerbare Energien, wie sie die jüngste EUGesetzgebung vorsieht, soll dieses Ziel
durch drei nationale Zielsetzungen erreicht werden: In der Stromerzeugung
sollen Erneuerbare Energien 2020 einen
Beitrag von mindestens 30 % am (Bruttoinlands-)Stromverbrauch leisten. Im Wärmebereich wird ein Anteil von 14 % des
Durch
die
europäische
Richtlinie
2006/32/EG über Endenergieeffizienz und
Energiedienstleistungen wird jeder EUMitgliedsstaat zu einer Einsparung von
Endenergie von 9 % im Zeitraum von Januar 2008 bis Dezember 2016 verpflichtet, d. h. im Mittel um durchschnittlich
1 % pro Jahr. Der Referenzwert für
Deutschland ist der durchschnittliche Endenergieverbrauch der Jahre 2001 bis
2005, der bei 9 256 PJ liegt. Das nationale
Einsparziel entspricht somit rund 833 PJ
(BMWi 2007).
Die im Folgenden dargestellten Regelungen gehen überwiegend auf das im
August 2007 im brandenburgischen Meseberg initiierte „Integrierte Energie- und
Klimaprogramm“ (IEKP) zurück, welches
die meisten der energieund umweltpolitischen Maßnahmen in Deutschland bündelt. Das Gesetzgebungsverfahren ist für
einzelne Punkte des IEKP inzwischen abgeschlossen, die Regelungen sind damit
rechtskräftig. Andere Punkte befinden sich
noch im Gesetzgebungsverfahren. Der
Koalitionsvertrag der Regierungsparteien
vom 26.10.2009 bestätigt die Leitlinien
des IEKP in der Energie- und Klimapolitik.
Tabelle 2.1:
17
Nationale energieund klimapolitische Ziele
Status Quo
(2008)
Ziel 2020
Erläuterung
THG-Emissionen
-20%
(1990-2007)
-21% (bis 2012)
(-40%)
-40% nur, wenn EU-weit
Reduktion um 30%
Energie aus erneuerbaren
Quellen
9,3% (2007)
18%
Anteil am Bruttoendenergieverbrauch
Strom aus Erneuerbaren
Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am Bruttostromverbrauch
Wärme aus Erneuerbaren
Energien
ca. 6%
14%
1,84%/a
(1990-2008)
Verdopplung der
(BIP/PEV)
Basisjahr: 1990
-9% Endenergie
(bis 2016, Einsparrichtwert)
Basis: EEV Durchschnitt
2001-2005
7,3%
7%
Gemessen als
Treibhausgaseinsparung
(Änderung der Systematik)
ca. 12%
Verdopplung auf
etwa 25 %
Energieeffizienz
Biokraftstoffanteil
KWK-Strom
Das IEKP enthält insbesondere eine Absichtserklärung zur Reduktion der CO2Emissionen in Deutschland. Diese sollen
bis 2020 um 40 % gegenüber 1990 reduziert werden, falls sich die EU auf eine
Emissionsreduktion von 30 % festlegen
würde und andere Nicht-EU-Staaten „vergleichbar ehrgeizige“ Ziele übernehmen.
Angesicht der auf die Klimakonferenz in
Kopenhagen gemachten Erfahrungen ist
es ungewiß, ob die bedeutenden Industrieländer auf eine ambitionierte Klimaschutzvereinbarung verständigen können
(Abschnitt 2.1). Gleichwohl hat sich die
Bundesregierung in ihrem Koalitionsvertrag zu dem Emissionsreduktionsziel von
40 % verständigt. Indessen ist vor dem
Hintergrund des EU-weiten Emissionsrechtehandels zu hinterfragen, ob eine Vorgabe eines nationalen Emissionsminderungziel sachgerecht ist. Der Handel mit Emissionsrechten führt zur Vermeidung von
Emissionen dort, wo dies am kostengüns-
tigsten ist.5 Dieser Effizienzgewinn des
transnationalen Handels ist beabsichtigt –
und deshalb ist für die eingebundenen
Sektoren nur ein EU-weites Reduktionsziel
sinnvoll.
Erneuerbare Energien im Strommarkt
In Deutschland wird die Stromerzeugung auf Basis von Technologien zur Nutzung Erneuerbarer Energien durch das
Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) gefördert. Das EEG sieht Einspeisevergütungen
für Strom aus regenerativen Quellen vor,
die in der Regel auf 20 Jahre bewilligt
werden und nach Energietechnologie und
Anlagengröße gestaffelt sind. Dass das
EEG Wirkung gezeigt hat, kann an der
rasanten Zunahme der installierten Leistung von Anlagen zur Stromerzeugung
5
Vermeidung erfolgt immer dann, wenn sie günstiger ist als der Marktpreis des entsprechenden
Emissionsrechts.
18
aus regenerativen Quellen abgelesen werden (Abbildung 10.5 im Abschnitt 10).
Aufbauend auf einem bestehenden Sockel
an Wasserkraftwerken hat sich die installierte Leistung von rund 6,5 GW im Jahr
1996 auf rund 34,0 GW im Jahr 2007 vervielfacht. Den bedeutendsten Zubau hat
die Windkraft erfahren: 2007 ging mehr
als 65 % der installierten Leistung an regenerativen Technologien auf Windkraft
zurück.
Das EEG sieht einen Anteil erneuerbarer
Energien an der Stromversorgung von
mindestens 30 % für das Jahr 2020 vor.
In der am 1. Januar 2009 in Kraft getretenen Novelle wurden erhöhte Einspeisevergütungen für zahlreiche Technologien
festgeschrieben, insbesondere die Stromerzeugung durch On- und OffshoreWindkraft. Im Koalitionsvertrag haben die
Regierungsparteien ein Bekenntnis zur
Förderung der erneuerbaren Energien
durch das EEG abgegeben. Gleichzeitig
wurde eine weitere Novellierung des EEG
in der laufenden Legislaturperiode angekündigt und die zeitgerechte Anbindung
der Offshore-Windkraft betont. Es wird
deshalb vom Fortbestand des EEG bis
2030 ausgegangen und die in der Novelle
2009 genannten Vergütungssätze wie
auch alle weiteren Regelungen des Gesetzes übernommen. Explizite Ausnahme
bildet die Förderung von OffshoreWindstrom.
Die
Einspeisevergütungen
werden hier höher angesetzt als im
EEG 2009 vorgesehen, insbesondere da
die Degression der Vergütungen für Offshore-Windkraft noch vor dem Jahr 2020
zu einer geringeren Förderung als bei
Onshore-Windkraftanlagen führt. Die Fördersätze werden so festgelegt, dass die
Ausbauziele der Bundesregierung erreicht
werden.
Kraft-Wärme-Kopplung
Die Bundesregierung beabsichtigt, den
Anteil der Stromerzeugung aus KraftWärme-Kopplung (KWK) bis 2020 zu verdoppeln, auf dann etwa 25 %. Zu diesem
Zweck wurde im Rahmen des IEKP der
Bundesregierung eine Novelle des KraftWärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) beschlossen,
die
mit
Wirkung
zum
1. Januar 2009 in Kraft trat. Das KWKG
regelt die vorrangige Abnahme und Vergütung von Strom aus KWK-Anlagen
durch die Netzbetreiber; KWK-Strom ist
damit der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen gleichgestellt.
Anlagen zur Nutzung der KWK und
Wärmenetze werden mit jährlich bis zu
750 Mio. Euro gefördert. Grundlage der
Förderung ist wie bisher ein Zuschlag, den
der Netzbetreiber auf die Endkunden umlegen kann. Die Förderung umfasst einerseits neue und modernisierte KWKAnlagen, die bis Ende 2016 ihren Dauerbetrieb aufgenommen haben. Andererseits
werden neue oder ausgebaute Wärmenetze, deren Dauerbetrieb bis Ende des Jahres 2020 begonnen hat, mit einem Zuschuss von einem Euro je mm Nenndurchmesser und Trassenmeter, mit maximal 20 % der Wärmenetzkosten bzw.
maximal 5 Mio. Euro, bezuschusst. Die
Förderfrist läuft zunächst bis Ende 2016.
Der Förderzuschlag beträgt für Stromleistungen bis 50 kW 5,11 Cent, zwischen
50 kW und 2 MW 2,1 Cent und für mehr
als 2 MW 1,5 Cent, jeweils pro kWh.
Für die Energieprognose wird angenommen, dass das KWKG bis 2020 mit
den bestehenden (nominalen) Fördersätzen verlängert wird und es danach dann
zu einem Auslaufen der KWK-Förderung
kommt.
Erneuerbare
markt
Energien
im
Wärme-
Mit Wirkung zum 1. Januar 2009 trat
das Erneuerbare Energien Wärmegesetz
(EEWärmeG) in Kraft. Es sieht eine Nutzungspflicht von Erneuerbare Energien
Technologien zur Wärmeerzeugung in
Neubauten vor; eine Nutzungspflicht für
Bestandsbauten besteht derzeit nicht.6
Der Anteil Erneuerbarer Energien am
Endenergieverbrauch für Wärme soll bis
2020 auf 14 % erhöht werden. Aktuell
stellen biogene Festbrennstoffe den überwiegenden Teil der regenerativen Wärmeerzeugung dar. Von den bis heute erreichten 7,5 % des Endenergieverbrauchs für
Wärme gehen mit mehr als 200 PJ alleine
4 Prozentpunkte auf das im Haushaltssektor genutzte Brenn- und Kaminholz zurück. Solarthermie spielt derzeit noch eine
eher untergeordnete Rolle: Bislang wurde
bei 8 % aller Ein- und Zweifamilienhäuser
eine solarthermische Anlage installiert
(Frondel/Grösche 2008).
Es wird davon ausgegangen, dass das
EEWärmeG in seiner jetzigen Form bis
2030 unverändert bestehen bleibt und
sich auf eine Nutzungspflicht für neu zu
errichtende Gebäude beschränkt. Eine
Ausweitung der Vorgaben des EEWärmeG
auf Bestandsgebäude würde einen Wirtschaftlichkeitsnachweis der Nachrüstpflicht
voraussetzen, welcher vor dem Hintergrund jeweils individueller Gebäudecharakteristika nur als Einzelfallnachweis aussagekräftig wäre. Diesen Aufwand für eine
Nachrüstpflicht könnte der Gesetzgeber
scheuen.
6
Die Bundesländer sind ermächtigt, eine solche
Nutzungspflicht für Bestandsbauten einzuführen.
Diese besteht bereits in Baden-Württemberg.
19
Energieeffizienz
Die Initiativen zur Erreichung der in der
EU-Richtlinie 2006/32/EG vorgegebenen
Minderung des Endenergieverbrauchs um
9 % während des Zeitraums von 2008 bis
2016 wird von den europäischen Mitgliedsstaaten durch nationale Energieeffizienz-Aktionspläne konkretisiert. Deutschland erstellte erstmals 2007 einen Aktionsplan. Darin ist vorgesehen, die Anreize
zur Energieeinsparung durch ein verbessertes Informationsangebot zu stärken,
die Rahmenbedingungen für einen Markt
für Energiedienstleistungen und Finanzierungsleistungen für Energieeffizienz zu
schaffen sowie die Energieeinsparung im
Wohngebäudebestand weiter zu forcieren.
Schließlich dient rund ein Drittel des Endenergiebedarfs in Deutschland der Raumwärmeerzeugung.
Im
Haushaltssektor
liegt der Anteil der Raumwärme am Endenergieverbrauch bei annähernd 75 %.
Zur energetischen Ertüchtigung des Gebäudebestands existieren finanzielle Investitionsanreize, allen voran die Programme der KfW-Förderbank. Diese sind
derzeit bis 2011 gesichert. Für Neubauten
gibt es die baurechtlichen Vorschriften der
Energieeinsparverordnung (EnEV), in der
wärmetechnische
Mindestanforderungen
an die Gebäudehülle und die Heizungsanlage formuliert sind. Nach Novellierungen
aus den Jahren 2004 und 2007, u. a. zur
Einführung des Gebäudeenergieausweises,
ist eine Neufassung mit Wirkung zum
1. Oktober 2009 beschlossen worden. Die
EnEV 2009 sieht unter anderem eine Verschärfung der primärenergetischen Anforderungen bei Neubau und Sanierung und
die stufenweise Außerbetriebnahme von
elektrischen Nachtspeicherheizungen in
Mehrfamilienhäusern ab 2020 vor. Eine
weitere EnEV-Novelle ist für 2012 geplant
und sieht eine nochmalige Verschärfung
20
der Anforderungen an die Gebäudeenergieeffizienz vor. Dies wird im Koalitionsvertrag noch einmal bestätigt.
Der Entwurf eines „Gesetzes zur Steigerung der Energieeffizienz“ (EnEfG) ist in
der vergangenen Legislaturperiode nicht
verabschiedet worden. Der Koalitionsvertrag sieht allerdings die Umsetzung der
EU-Vorgaben zur Energieeffizienz vor. Der
Entwurf beinhaltete die Schaffung einer
„Bundesstelle für Energieeffizienz“ für das
Monitoring der Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen, die Verpflichtung von
Energielieferanten, Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz bei ihren Kunden durchzuführen, sowie die Verpflichtung des Produzierenden Gewerbes, sich
einem betrieblichen Energiemanagementsystem zu unterziehen. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie hat
entschieden, die Bundesstelle für Energieeffizienz am Bundesamt für Wirtschaft und
Ausfuhrkontrolle (BAFA) einzurichten. Ungeachtet dessen sind weite Teile des Gesetzentwurfs umstritten.7 Der Koalitionsvertrag betont die verstärkte Nutzung
marktwirtschaftlicher Mechanismen in der
Energiepolitik unter weitgehender Vermeidung ordnungsrechtlicher Bestimmungen
zur Erhöhung der Energieeffizienz. Daher
wird in der Energieprognose davon ausgegangen, dass die umstrittenen regulatorischen Bestandteile des EnEfG-Entwurfs in
der derzeitigen Form das Gesetzgebungsverfahren nicht überstehen werden.
Energiebesteuerung
Die EU-Mitgliedsstaaten sind gemäß der
Richtlinie 2003/96/EG dazu verpflichtet,
7
Kritisiert wird vor allem der Widerspruch zwischen
verpflichtenden
Energieeffizienzmaßnahmen
durch Energielieferanten einerseits und der Zielsetzung eines liberalisierten Energiemarktes mit
wechselnden Vertragsbeziehungen andererseits.
Mindeststeuersätze auf Energie zu erheben. Diese Richtlinie wird mit zwei Gesetzen, dem Strom- und dem Energiesteuergesetz, in nationales Recht umgesetzt.
Der Regelsteuersatz auf Strom beträgt
derzeit
20,50 €
je
Megawattstunde
(MWh). Es gibt jedoch Ausnahmen: Unternehmen des Öffentlichen Personennahverkehrs haben aktuell eine reduzierte
Steuer von 11,42 € je MWh zu entrichten,
für Unternehmen der Land- und Forstwirtschaft gilt ein Steuersatz von 12,30 € je
MWh, sofern der Verbrauch betrieblichen
Zwecken dient. Dieser verminderte Steuersatz gilt auch für Betriebe des Produzierenden Gewerbes. Darüber hinaus sieht
§10 für besonders stromintensive Unternehmen den sogenannten „Spitzenausgleich“ vor. Hierbei handelt es sich um
einen weit reichenden Steuererlass, der
an die Erfüllung der Klimaschutzvereinbarung zwischen Industrie und Regierung
aus dem Jahr 2000 gekoppelt ist, welche
die Minderung der Emissionen der sechs
Kyoto-Gase bis Ende 2012 um 35 % gegenüber 1990 zum Ziel hat (RWI 2009).
Der Steuererlass unterliegt einer jährlichen Überprüfung und ist befristet bis
Ende 2012.
Das Energiesteuergesetz hat im Jahr
2006 das Mineralölsteuersteuergesetz abgelöst und regelt die Besteuerung von
Energieerzeugnissen, von denen die Besteuerung von Kraftstoffen der bedeutendste Posten des Steueraufkommens
ist. Derzeit beträgt der Steuersatz für
Benzin 65,45 Cent je Liter, für Diesel
47,04 Cent je Liter. Wird Erdgas als Kraftstoff in Fahrzeugen verwendet, gilt seit
dem 1. Januar 2003 ein ermäßigter Steuersatz von 12,4 €/MWh. Es wird hier angenommen, dass die Mineralölsteuern
(Tabelle 2.2) in Zukunft unverändert bestehen bleiben. Dies erscheint angesichts
der annahmegemäß tendenziell weiter
steigenden Rohölpreise und dem Bekenntnis der derzeitigen großen Koalition zu
einer preisgünstigen Energieversorgung
plausibel. Tatsächlich sieht die gesetzliche
Tabelle 2.2:
21
Regelung vom April 2009 keine Erhöhung
der Mineralölsteuern im Energiesteuergesetz bis zum Jahr 2014 vor.
Gerundete Steuersätze auf Mineral- und Heizöl in €/1 000 Liter sowie auf Erdgas in
€/MWh (MWV 2008)
1990
1995
1999
2000
2001
2002
2003-2007
Ottokraftstoff verbleit
332
552
583
614
634
667
721
Ottokraftstoff bleifrei
291
501
532
562
603
603
655
Diesel
272
317
345
378
425
425
470
Leichtes Heizöl (Haushalte)
29
41
57
61
59
59
61
Erdgas (Haushalte)
13
18
34
34
34
34
55
Erdgas in Fahrzeugen
-
9,3
9,9
10,5
11,0
11,8
12,4
Für Biotreibstoffe wie Biodiesel und
Pflanzenöl besteht eine teilweise Steuerentlastung von der Energiesteuer, sofern
diese als Reinkraftstoffe in unvermischter
Form in den Verkehr gebracht werden.
Beispielsweise wurden 2008 für den Liter
Biodiesel 13,36 Cent Energiesteuer erhoben. Im Vergleich zum mineralischen Diesel entspricht dies einer Steuerentlastung
von rund 33,68 Cent je Liter. Im Energiesteuergesetz ist bislang eine sukzessive
Erhöhung des Steuersatzes vorgesehen,
die im Zuge der beschlossenen Gesetzesnovelle gegenüber dem derzeitigen Recht
abgeschwächt wird. Eine weitere Regelung
des Gesetzes betrifft Energieerzeugnisse,
die einen Bioethanolanteil von mindestens
70 % aufweisen.8 Diese sind von der
Energiesteuer bis Ende 2015 ausgenommen. Vor dem Hintergrund der beabsichtigten Steigerung des Biokraftstoffanteils
in Deutschland wird angenommen, dass
8
Bioethanol ist ein Ersatz für Ottokraftstoffe und
wird aus nachwachsenden Rohstoffen wie Mais
oder Weizen gewonnen.
diese Steuerbefreiung auch im Folgezeitraum gültig sein wird.
Darüber hinaus gibt es eine Beimischungspflicht zu den herkömmlichen mineralischen Kraftstoffen, die im BundesImmissionsschutzgesetz über einen Mindestanteil von Biokraftstoffen am Absatz
an Kraftstoffen festgelegt ist. Im Zuge der
Gesetzesänderung zur Förderung von Biokraftstoffen ist im April 2009 auch eine
Neugestaltung der Beimischungsquoten
für Biokraftstoffe beschlossen worden.
Insgesamt ist den im Jahr 2009 in Verkehr
gebrachten Diesel- und Ottokraftstoffen
ein Mindestanteil an Biokraftstoffen von
5,25 % beizumischen; für die Jahre 2010
bis 2014 sieht die Novelle des Bundes-Immissionsschutzgesetzes eine Erhöhung
dieser Quote auf 6,25 % vor. Eine weitere
Verpflichtung besteht darin, bis einschließlich 2014 dem jährlich in Verkehr gebrachten Dieselkraftstoff ein Biokraftstoffanteil
von 4,4 % zuzusetzen, für Ottokraftstoffe
beträgt die Beimischungsquote 2,8 %. Für
die Zeit ab 2015 wird es keine separaten
Quoten für Biodiesel und Bioethanol mehr
22
geben und die Bezugsbasis wird anstatt
des Energiegehalts die Treibhausgaseinsparung sein. Die durch die Beimischung
von Biotreibstoffen zu erzielenden relativen Treibhausgaseinsparungen sind in
Tabelle 2.3 aufgeführt.
Tabelle 2.3:
Zu erzielende
Treibhausgaseinsparung
durch Beimischung
2.3
Nachfolgeregelung ab 2015
der Beimischungsquoten für
Biokraftstoffe
20152016
20172019
Ab
2020
3%
4,5 %
7%
Neben alternativen Treibstoffen wird
insbesondere die Elektroantriebstechnologie gefördert. Mit dem „Nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität“ soll in
Deutschland die Markteinführung von
Hybridfahrzeugen und vor allem Elektromobilen unterstützt werden. Im Konjunkturpaket II (2009) hat die Bundesregierung zudem das Ziel von 1 Million Elektround Plug-in-Hybridfahrzeugen im Jahr
2020 ausgegeben.
Wettbewerb in Energiemärkten
Hinsichtlich der wettbewerbspolitischen
Rahmenbedingungen der deutschen und
europäischen Strom- und Gasmärkte ergibt sich der besondere Regulierungsbedarf aus der leitungsgebundenen Versorgung, die die Struktur eines regulierungsbedürftigen natürlichen Monopols aufweist. Der Liberalisierungsprozess der
Energiemärkte in Deutschland und der EU
seit Ende der 90er Jahre beinhaltet die
Hauptthemen Schaffung eines Marktrahmens in Erzeugung und Handel, Entflechtung vertikaler Versorgungsunternehmen
und Einrichtung von Regulierungsbehörden. Hier geht die Energieprognose von
einem wettbewerblichen Elektrizitätsmarkt
in Deutschland aus. Es wird ein störungsfreier Netzbetrieb erwartet, unabhängig
von einer möglichen Veränderung der Eigentumsstruktur. In Bezug auf die In-
tegration der Strommärkte befindet sich
die EU derzeit auf einem Weg der Konvergenz, und zwar durch ein verbessertes
Netzmanagement, einen Ausbau der Kuppelstellen und eine verstärkte industrielle
Integration über die Grenzen der Mitgliedsstaaten hinweg. Bislang hat sich der
Wettbewerb auf dem deutschen Gasbinnenmarkt nur in Ansätzen entwickelt. Vier
Entwicklungen der letzten Zeit weisen
aber darauf hin, dass es in Zukunft zu einer Belebung kommen wird: die Eröffnung
des Gashandels an der Energiebörse EEX,
die Umsetzung des Entry-Exit-Modells, die
Einführung der Anreizregulierung und die
schrittweise Zusammenlegung von Marktgebieten. Die Gaspreise werden aber auch
in Zukunft im Wesentlichen durch die
Entwicklungen der Ölpreise bestimmt.
Liberalisierte Energiemärkte in der EU
und Deutschland
werbssituation und -regulierung in den
Elektrizitäts- und Gasmärkten dar. Die
wahrscheinlichen künftigen Entwicklungen
werden skizziert, soweit sie für die Energieprognose relevant sind. Sie begründen
Der letzte Abschnitt zu den politischen
Rahmenbedingungen stellt die Wettbe-
die Annahmen der Simulationsrechnungen
in Kapitel 4. Mit dem Beginn der Liberalisierung der europäischen Energiemärkte
im Jahr 1998 verabschiedete sich die EU
vom Paradigma der vertikal integrierten
Energieversorgung: Bei diesem wird die
Erzeugung von Strom, sein Transport und
Vertrieb als natürliches Monopol angesehen (bei Gas entsprechend Förderung,
Transport und Vertrieb), das einer staatlichen Organisation oder Regulierung bedarf. Heutzutage gilt allein der Transport
von Gas und Strom als natürliches Monopol (Hogan 1998, Erdmann Zweifel 2008)
mit Regulierungsbedarf. Die Bereiche der
Erzeugung von Elektrizität bzw. die Förderung von Gas sowie der Vertrieb dieser
Energieträger wurden hingegen für den
freien Wettbewerb geöffnet. Weitere Reformen umfassen die Überwachung des
fairen und diskriminierungsfreien Netzzugangs für Anbieter und Kunden durch
Netzregulierungsbehörden, die Entflechtung der vertikal integrierten Energieversorger und die Öffnung von Endkundenmärkten. Darüber hinaus setzt sich die
Europäische Union für einen integrierten
europäischen Energiebinnenmarkt ein.
In Deutschland wurden die zugehörigen
europäischen Richtlinien durch zwei Novellierungen des Energiewirtschaftsgesetzes
von 1998 und 2005 umgesetzt, die u. a.
zur Gründung der Bundesnetzagentur
führte. In der Folge der Liberalisierung
sind in der EU mehrere Großhandelsplätze
entstanden, wo Strom und Gas auf Spotund Future-Märkten gehandelt werden. In
Deutschland ist dies die European Energy
Exchange (EEX) in Leipzig. In der öffentlichen und wissenschaftlichen Debatte gibt
es vielfach Vorwürfe über Preismanipulationen an der EEX9, die jedoch umstritten
9
Diese Auffassung vertreten z. B. die Studien von
London Economics (2007) und Hirschhausen et
al. (2007a). Deren methodisches Vorgehen wird
23
sind. In der Energieprognose werden die
Spot-Preise mit dem wettbewerblichen
Strommarktmodell E2M2 aus den InputPreisen bestimmt, so dass die wesentlichen Determinanten der Spot-Preisbildung
explizit erfasst werden (Ellersdorfer et al.
2008).
Das deutsche Elektrizitätsnetz weist im
Wesentlichen derzeit keine Engpässe auf
(Consentec 2008). In den Berechnungen
der Energieprognose wird angenommen,
dass die für den Erhalt notwendigen Investitionen in den nächsten Jahren getätigt werden (Abschnitt 3.7). Deshalb und
aufgrund der gesetzlichen Regelung des
fairen und freien Netzzugangs sowie der
weitgehend beschwerdefreien Regulierungspraxis wird davon ausgegangen,
dass der Betrieb von Stromnetzen in
Deutschland kein Wettbewerbshindernis
darstellt und künftige Änderungen beim
Eigentum der Netze – etwa durch Gründung einer vollkommen unabhängigen,
gesamtdeutschen
und
eigenständigen
Netzbetreibergesellschaft – keine kostenrelevanten Vorteile für die Energieversorgung mit sich bringen würden. Diese Annahme liegt auch der Berechnung der
Strompreise zugrunde.
Hingegen ist die Durchsetzung eines fairen und diskriminierungsfreien Netzzugangs im deutschen Gasmarkt nicht zuletzt aufgrund der technischen Gegebenheiten wesentlich schwieriger (Hirschhausen et al. 2007b). Seit der Liberalisierung
dominierten häufig die langjährigen Eigentümer der Fern- und Versorgungsgasnetze
auch deren Nutzung (Monopolkommission
2007). Neben den Kostenvorteilen, die
den vormaligen regionalen Versorgern
von Ockenfels (2007) und Ellersdorfer et al.
(2008) kritisiert, die zu dem Schluss kommen,
dass Manipulationen des Strompreises an der EEX
nicht nachweisbar seien.
24
durch entsprechende Betriebsführung und
den Besitz der (nur eingeschränkt regulierten) Speicherkapazitäten entstanden,
spielten dabei auch langfristige Buchungen
der Durchleitungskapazitäten und eine
Zerstückelung des Netzgebietes eine Rolle.
In jüngster Zeit sind vier wesentliche
Neuerungen in den deutschen Gasmärkten
zu verzeichnen, die für Abhilfe sorgen
können: Die Festlegung eines Entry-ExitModells10 zum 1. Oktober 2007, die Eröffnung des Gashandels an der EEX am
2. Juli 2007, das Inkrafttreten der Anreizregulierung11 für den Netzbetrieb in
Elektrizitätsund
Gasnetzen
am
1. Januar 2009 und die schrittweise Zusammenlegung von Marktgebieten, deren
Zahl sich von 19 in 2006 auf heute 6 verringerte (Stand 1.10.2009). Es gibt erste
Anzeichen, dass diese Maßnahmen zu einer Wettbewerbsbelebung im deutschen
Gasmarkt führen (BNetzA 2008, 2009).
Integration der EU Binnenmärkte
Der schleppende Fortschritt beim Zusammenwachsen der europäischen Energiemärkte ist ein weiterer Gegenstand der
Kritik. Von einem vollständig integrierten
EU-Strommarkt kann in der Tat noch nicht
gesprochen werden. Die von der Europäischen Kommission 2007 vorgestellte
„Energy Sector Inquiry“ und das Sondergutachten der Monopolkommission 2007
sehen den Grund dafür vor allem im Feh-
10
Beim Entry-Exit-Modell muss für die Gasdurchleitung durch mehrere Netzgebiete nur noch eine
Ein- und Ausspeisevergütung entrichtet werden,
anstelle von Einzelentgelten in jedem Netz (BNetzA 2008).
11
Durch Festlegung der Netzentgelte in einem Effizienzvergleich werden bei der Anreizregulierung
Anreize für einen effizienten Netzbetrieb gesetzt –
im Gegensatz zu einer Kostenregulierung, in der
alle Kosten des Netzbetriebs auf die Kunden umgelegt werden.
len von ausreichenden grenzüberschreitenden Netzkapazitäten sowie in einem
ineffizienten Zuteilungsregime für diese
Kuppelkapazitäten an Stromhändler. Der
seitdem vorangeschrittene und weiter forcierte Ausbau der Kuppelkapazitäten (Abschnitt 3.7), der in den Modellrechnungen
zur Energieprognose berücksichtigt wird,
sollte die gegenwärtig noch zu beobachtenden Engpässe mildern helfen.
Weitere Fortschritte sind durch ein
transnationales Netzmanagement (d. h.
die verbesserte Koordination der Netzbetriebe), eine harmonisierte Regulierung
und eine integrierte industrielle Struktur
zu erwarten. Durch ein effizientes, lastflussbasiertes
Netzmanagement
kann
auch bei begrenzten Kuppelkapazitäten
durch Ausregelung gegenläufiger Stromflüsse ein ansteigender transnationaler
Stromhandel gewährleistet werden. Es
gibt
gegenwärtig
ernsthafte
Bestrebungen, die Koordination der Netzbetriebe
auf regionaler Basis12 zu verbessern. Vorreiter ist dabei insbesondere in der Region
Westeuropa das unter anderem von
Deutschland ins Leben gerufene Pentalaterale Energieforum.
Darin wirken Regierungen, Regulierungsbehörden und Unternehmen aus
Deutschland, Frankreich und BeNeLux
zusammen, um die Strommärkte in der
Region möglichst rasch lastflussbasiert zu
verknüpfen. So hat sich die „Electricity
Regional Initiative“ (ERI) zum Ziel gesetzt,
Engpässe an den Grenzen zu identifizieren. Zur Verbesserung der transnationalen
Regulierung schlägt die Kommission in
12
Die UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity), der Dachverband europäischer Netzbetreiber, hat Europa in fünf regionale
Blöcke aufgeteilt: Nordwest (A, B, CH, D, F, LU,
NL), Nordost (CZ, HU, PL, UKR), Südost (Balkanstaaten), Südzentral (CRO, SL, I), Südwest
(E, P).
ihrem dritten Legislativpaket von 2007,
das laut Koalitionsvertrag zügig umgesetzt
werden soll, die Einrichtung einer unabhängigen
EU-Regulierungsbehörde
für
Strom- und Gasmärkte vor. In dieser Behörde sollen die Vertreter der nationalen
Regulierungsbehörden
gleichberechtigt
vertreten sein und den Kooperationsrahmen für nationale Regulierer setzen.
Schließlich trägt die sich verändernde industrielle Struktur zu einer Binnenmarktintegration bei. In den vergangenen Jahren hat es eine Reihe von transnationalen
Fusionen gegeben sowie zahlreiche Investitionen von Energieversorgungsunternehmen außerhalb ihres nationalen Marktes.
25
Prognoserelevante Annahmen
26
3
Zur Erarbeitung der Rahmenbedingungen für die Energieprognose werden hier
neben methodischen Aspekten und die
Nachfrage
bestimmenden
Größen
(Abbildung 3.1) die Verbraucherpreise für
Energie sowie die wesentlichen Annahmen
für die Entwicklung der Struktur des Kraftwerksparks erläutert.
Von herausragender Bedeutung für den
künftigen Energiebedarf ist die Größe der
Bevölkerung bzw. sind Anzahl und Größe
sowie das Siedlungsverhalten der Haushalte, welche die Nachfrage nach Wohnfläche, elektrischen Geräten und Mobilität
determinieren. Zudem bestimmt der
Abbildung 3.1:
Bevölkerungsumfang das Erwerbstätigenpotenzial und ist damit entscheidend für
das Wachstumspotenzial der Wirtschaft.
Das Wirtschaftswachstum ist wiederum
mit entscheidend für die Güterverkehrsleistung und die Energienachfrage in den
Wirtschaftssektoren. Weitere wichtige Determinanten für die Entwicklung der Energienachfrage sind die weltwirtschaftliche
Entwicklung, die energieund klimapolitischen Rahmenbedingungen (Abschnitt 2)
und die Rohölpreise auf dem Weltmarkt.
Der Rohölpreis übt als Leitindikator einen
wichtigen Einfluss auf die Preise der übrigen Energierohstoffe aus.
Wesentliche Bestimmungsgrößen des Energiebedarfs
3.1
27
Bevölkerung und Haushalte
Die Größe der Bevölkerung und die sich
daraus ergebende Anzahl an privaten
Haushalten sind bedeutende Einflussfaktoren für den Energieverbrauch eines Landes. Die Referenzprognose geht von einem Schrumpfen der Bevölkerung in den
folgenden beiden Jahrzehnten aus, auf
79,7 Mio. im Jahr 2030. Dies sind 2,5 Mio.
Menschen weniger, als Ende 2007 in
Deutschland lebten. Die Gründe für den
Bevölkerungsrückgang liegen in einer geringen, seit geraumer Zeit nahezu konstanten Fertilitätsrate von 1,4 Kindern pro
Frau und einer im Vergleich zu früheren
Dekaden unterdurchschnittlichen Zuwanderung von annahmegemäß 150 000 Menschen pro Jahr, die sich mit den schwächer werdenden Wanderungsbewegungen
der vergangenen Jahre begründen lässt.
Trotz eines Bevölkerungsrückgangs wird
die Zahl der Haushalte auch künftig weiterhin zunehmen. Die für die Energieprognose 2009 eigens erstellte Haushaltsprognose ergibt einen Anstieg der Zahl der
Haushalte auf 42,0 Mio. im Jahr 2030.
Dies sind 2,3 Mio. Haushalte mehr als im
Jahr 2007.
Die Größe der Bevölkerung und die sich
daraus ergebende Anzahl an privaten
Haushalten sind bedeutende Einflussfaktoren für den Energieverbrauch eines Landes. So determiniert die Zahl der Haushalte die Nachfrage nach Mobilität in wesentlichem Maße (Abbildung 3.1). Neben dem
daraus resultierenden Kauf von Treibstoffen wie Diesel oder Benzin fragen Haushalte Strom, Heizöl, Erdgas und andere
Energieträger nach. Darüber hinaus benötigen Haushalte Güter und Dienstleistungen, deren Herstellung ebenfalls mit dem
Verbrauch von Energie verbunden ist. So-
Dieser Anstieg ist mit einer weiteren Alterung der Gesellschaft und einer zunehmenden Individualisierung zu begründen,
welche die Zahl der Ein- und Zweipersonenhaushalte weiter ansteigen lassen,
während die Anzahl der Haushalte mit
mehr als zwei Personen weiterhin rückläufig sein dürfte.
Die zunehmende Zahl an kleineren
Haushalten lässt erhebliche Änderungen
im Energieverbrauch erwarten. Zum einen
steigt mit sinkender Haushaltsgröße üblicherweise der Wohnraum pro Kopf; selbst
eine sinkende Bevölkerungszahl kann daher mit einer steigenden Wohnraumnachfrage und zunehmendem Raumwärmebedarf verbunden sein.
Zum anderen lässt die steigende Zahl
an Haushalten einen höheren Mobilitätsbedarf erwarten, sodass die Anzahl an
Pkw sowie die Pkw-Fahrleistung zunehmen dürfte. Die Anzahl der Haushalte,
aufgeteilt nach unterschiedlicher Größe,
ist daher eine wesentliche Eingangsgröße
für die ökonometrische Schätzung der
künftigen Wohnflächennachfrage und der
Fahrleistung im Personenverkehr.
mit nutzen Haushalte letztlich auch auf
mittelbare Weise Energie. Dies schlägt
sich in der Energiebilanz der Sektoren Industrie und Gewerbe, Handel, Dienstleistungen nieder.
Schließlich bildet die Bevölkerung auch
das Reservoir an Erwerbspersonen, aus
dem die Wirtschaft ihren Bedarf an Arbeitskräften deckt. Ein Mangel an Arbeitskräften schränkt die Produktionsmöglichkeiten und Wachstumsaussichten einer
Volkswirtschaft ein.
28
Die Größe der Bevölkerung ist folglich
unmittelbar wie auch mittelbar wesentlich
für den Energieverbrauch eines Landes.
Daher wird hier der Entwicklung der Bevölkerung wie auch der Anzahl an privaten
Haushalten besonders hohe Aufmerksamkeit geschenkt und eigens eine Haushaltsprognose erstellt.
Bevölkerungsentwicklung
Ende 2007 lebten in Deutschland rund
82,2 Mio. Menschen (StaBuA 2008). Dies
sind rund 13 Mio. mehr als im Jahr 1950.
Ein wesentlicher Grund dafür war die Zuwanderung aus dem Ausland. Neben dem
Bevölkerungsanstieg ist die zunehmende
Alterung der Gesellschaft die bedeutendste demographische Entwicklung der vergangenen Jahrzehnte. So verdoppelte sich
gegenüber 1950 die Zahl der über 60Jährigen (Abbildung 3.2). Die Alterskategorien der 60-80 Jährigen sowie der über
80-Jährigen machen inzwischen rund
25 % der deutschen Bevölkerung aus.
100
Bevölkerung in Mio.
80
60
40
20
0
1950
1955
1960
1965
1970
1975
1980
Personen im Alter von ...
unter 20
Abbildung 3.2:
20 bis unter 40 Jahre
1985
1990
1995
2000
2005
bis unter ...
80 und älter
Entwicklung der Bevölkerungszahl (StaBuA 2008)
Eine zunehmende gesellschaftliche Alterung bleibt nicht ohne Auswirkungen auf
die Energienachfrage der privaten Haushalte. So lässt eine wachsende Zahl an älteren Menschen eine steigende Anzahl der
Ein- und Zweipersonenhaushalte erwarten, welche im Vergleich zu Haushalten
mit mehr Personen einen im Durchschnitt
höheren Energieverbrauch pro Kopf aufweisen. Zur Prognose des künftigen Energieverbrauchs für Deutschland ist somit
eine adäquate Berücksichtigung der Alterung der Gesellschaft unerlässlich.
Der natürliche, nicht auf Zuwanderung
beruhende demographische Wandel vollzieht sich nur allmählich. Entscheidend
dafür ist, dass die Geburtenziffer wie auch
die Lebenserwartung – die beiden entscheidenden Einflussgrößen für den natürlichen demographischen Wandel – keine
stark volatilen Größen sind. Vielmehr befindet sich die Geburtenziffer in West-
deutschland seit mehreren Jahrzehnten
auf dem relativ stabilen Niveau von durchschnittlich 1,4 Kindern pro Frau. Für die
Referenzprognose wie auch für die Sensitivitätsanalysen wird daher ausnahmslos
von diesem Wert der Fertilitätsrate ausgegangen. Falls sich die Geburtenziffer unvorhersehbar stark ändern sollte, würde
sich dies ohnehin erst sehr spät auf die
auswirken
(Börsch-Supan, Wilke 2009) und bis zum
Betrachtungshorizont von 2030 kaum Relevanz haben.
Auch die Lebenserwartung ändert sich
nicht sprunghaft, sondern steigt im Laufe
der Zeit vergleichsweise langsam an. Damit ist auch künftig aufgrund der Fort-
29
schritte der Medizin zu rechnen (BiB
2004). Vor diesem Hintergrund wurde für
die Referenzprognose auf das Bevölkerungsszenario 3W1,5 des Mannheimer
Forschungsinstituts MEA zurückgegriffen
(Abbildung 3.3), in dem eine im Vergleich
zu den amtlichen Bevölkerungsvorausrechnungen „realistischere Entwicklung
der Lebenserwartung“ modelliert wird
(Börsch-Supan, Wilke 2009). So geht das
für die Referenzprognose gewählte Bevölkerungsszenario von einer höheren durchschnittlichen Lebenserwartung als die
Szenarien der 11. Koordinierten Bevölkerungsvorausrechnung des Statistischen
Bundesamts (StaBuA 2006) aus.
Bevölkerung in Mio.
83,0
81,0
82,3
79,7
79,0
Bevölkerung: Ref erenz
77,0
Bevölkerung: Alternativ
77,2
75,0
2006
Abbildung 3.3:
2010
2014
2018
2022
2026
2030
Potenzielle Bevölkerungsentwicklungen
Das Bevölkerungsszenario der Referenzprognose unterstellt ferner einen zukünftigen positiven Wanderungssaldo von
150 000 Personen pro Jahr, wohingegen
die Rechnungen des Statistischen Bundesamtes entweder einen Wanderungssaldo
von 100 000 oder sogar 200 000 Personen
berücksichtigen. Zum Vergleich: Der mittlere Wanderungssaldo seit 1950 betrug
lediglich 170 000 Personen, wobei in den
Zeiten des wirtschaftlichen Aufschwungs
in den 50er und 60er Jahren eine massive
Zuwanderung von Arbeitskräften aus dem
südeuropäischen Ausland und der Türkei
zu verzeichnen war. Für die Zukunft ist
allerdings kaum vorstellbar, dass sich die
starken Zuwanderungswellen der Vergangenheit wiederholen werden.
Einhergehend mit der überragenden Bedeutung des Umfangs der Bevölkerung
und der daraus resultierenden Zahl an
Haushalten ist es naheliegend, zur Über-
30
prüfung der Sensitivität des Energieverbrauchs zuallererst alternative Bevölkerungsszenarien zu Rate zu ziehen. Für
die Sensitivitätsanalyse mit einer niedrigeren Bevölkerung (Abschnitt 6) wird das
Szenario V1W1 des Statistischen Bundesamtes gewählt, das aufgrund des relativ
niedrigen jährlichen Zuwanderungssaldos
von 100 000 einen deutlichen Rückgang
der Bevölkerung bis 2030 um rund
5,1 Mio. Personen beinhaltet. Mit 77,2
anstatt 79,7 Mio. Personen im Jahr 2030
ist der Umfang der Bevölkerung im Alternativszenario deutlich geringer als im Bevölkerungsszenario der Referenzprognose
(Abbildung 3.3).
Private Haushalte
Im Einklang mit der Bevölkerung ist die
Anzahl an Haushalten in den zurückliegenden Jahrzehnten deutlich gestiegen.
Gab es 1991 rund 35,2 Mio. Haushalte,
stieg diese Zahl bis 2007 auf rund
39,7 Mio. (Abbildung 3.4). Dazu hat auch
die starke Zunahme an Ein- und Zweipersonenhaushalten beigetragen. So machten
diese 2007 rund 72 % aller Haushalte aus,
während deren Anteil 1991 nur etwa 64 %
betrug. Im Jahr 1961 stellten diese Haushaltstypen lediglich rund 47 % aller westdeutschen Haushalte dar.
40
Haushalte in Mio.
30
20
10
0
1991
1995
1 Person
Abbildung 3.4:
2 Personen
1999
3 Personen
4 Personen
2003
2007
5 und mehr Personen
Anzahl an privaten Haushalten in Deutschland (StaBuA 2007b)
Haushaltsprognose
Nach der Referenzprognose steigt die
Zahl der Haushalte auf 42,0 Mio. im Jahr
2030 an (Abbildung 3.5). Der Anstieg um
2,3 Mio. Haushalte, trotz einer bis 2030
um etwa 2,6 Mio. Personen abnehmenden
Bevölkerung, ist auf den bereits in der
Vergangenheit zu beobachtenden Trend
zu mehr Ein- und Zweipersonenhaushal-
ten zurückzuführen. Für 2030 ergibt sich
in der Energieprognose 2009 eine gegenüber 2007 um 3 Mio. höhere Zahl an Einpersonenhaushalten (Tabelle 3.1). Der
Anstieg der Zahl der Zweipersonenhaushalte ist mit rund 1,5 Mio. etwa halb so
groß. Im Gegensatz dazu sinkt die Zahl
der Haushalte mit mehr als zwei Mitgliedern. Ein wesentlicher Grund für diese
gegensätzlichen Entwicklungen ist die wei-
31
Um die Ergebnisauswirkungen einer
abweichenden
darstellen zu können, wurde eine Haushaltsprognose unter Nutzung des alternativen Bevölkerungsszenarios erarbeitet
und darauf aufbauend eine Sensitivitätsrechnung durchgeführt. Aufgrund der im
Vergleich zur Referenzprognose unterstellten geringeren gesellschaftlichen Alterung
und des geringeren Wanderungssaldos
steigt die Zahl der Haushalte bis 2030
lediglich auf rund 40,5 Mio.
ter voranschreitende Alterung der Gesellschaft. Demnach werden im Jahr 2030
mehr als 20 % der Bevölkerung mindestens 70 Jahre alt sein.
Mit diesen Veränderungen sollten erhebliche Änderungen im Energieverbrauch
verbunden sein, da üblicherweise der
Wohnraum pro Kopf mit sinkender Haushaltsgröße steigt und somit auch der Bedarf an Raumwärme.
43,0
Haushalte: Ref erenz
Haushalte in Mio.
42,0
Haushalte: Alternativ
42,0
41,0
40,5
40,0
39,7
39,0
2007
2010
2013
2016
2019
2022
2025
2028
Abbildung 3.5:
Entwicklung der Zahl der Haushalte bis 2030
Tabelle 3.1:
Annahmen über Bevölkerung und Haushalte für die Referenzprognose (Ra)
2007
2010
2012
2015
2020
2025
2030
1 Person-HH (Mio.)
15,9
16,5
16,8
17,1
17,7
18,3
18,9
2 Personen-HH (Mio.)
12,6
12,9
13,2
13,5
13,9
14,1
14,1
5,3
5,2
5,2
5,1
4,8
4,6
4,4
4,2
4,1
4,0
3,8
3,6
3,5
3,3
5 und mehr PersonenHH (Mio.)
1,6
1,5
1,5
1,4
1,3
1,3
1,2
Anzahl Haushalte
(Mio.)
39,7
40,3
40,6
41,0
41,5
41,8
42,0
Bevölkerung (Mio.)
82,3
82,1
82,0
81,8
81,4
80,6
79,7
Personen je Haushalt
2,07
2,04
2,02
2,00
1,96
1,93
1,90
32
3.2
Wohnflächennachfrage und Geräteausstattung der Haushalte
Der zentrale Bestimmungsfaktor für den
Energieverbrauch der Haushalte ist die
insgesamt zu beheizende Wohnfläche. Die
künftige Entwicklung dieser Größe hängt
wiederum maßgeblich von den demographischen Veränderungen ab. Vor diesem Hintergrund wird die künftige Wohnflächennachfrage der Haushalte mit Hilfe
eines Ansatzes bestimmt, bei dem zudem
die Haushaltsgröße, aber insbesondere
auch Einflüsse wie das Haushaltseinkommen und die Altersstruktur berücksichtigt
werden, und nicht zuletzt, ob der Haushalt im ländlichen oder städtischen Raum
wohnt. Im Rahmen eines speziell dafür
konzipierten ökonometrischen Modells
werden die haushaltsspezifische Wohnortentscheidung und die Wohnflächennachfrage auf Basis von sozioökonomischen
Faktoren empirisch abgeleitet, wobei insbesondere zwischen städtischen und ländlichen Gebieten und nach unterschiedlichen Gebäudetypen unterschieden wird.
Demnach steigt die Wohnfläche bis
2030 auf gut 4 Mrd. m2. Pro Person stehen dann rein rechnerisch etwa 50,4 m2
Wohnflächennachfrage
Der zentrale Bestimmungsfaktor für den
Energieverbrauch der privaten Haushalte
ist die insgesamt zu beheizende Wohnfläche. Für deren Einschätzung werden die
zuvor dargestellten Ergebnisse der Haushaltsprognose genutzt. Zur Wohnflächenvorhersage wird zwischen diversen Gebäudetypen unterschieden, zudem wird
differenziert zwischen einer Wohnlage in
der Stadt oder in ländlichen Gebieten, um
dem vergleichsweise hohen Niveau der
Miet- und Grundstückspreise in Städten
zur Verfügung, je Haushalt etwa 95,7 m2.
Die größte Flächenzunahme ist bei Einund Zweifamilienhäusern zu erwarten. In
dieser bereits in der Vergangenheit zu
beobachtenden Entwicklung schlägt sich
der Trend zu einer älteren Bevölkerung
mit kleineren Haushalten nieder. Nicht
selten bewohnen Haushalte im Seniorenalter eine Wohnfläche, die ehemals für eine Familie mit Kindern geschaffen wurde,
auch nach Auszug der Kinder weiter.
Durch die steigende Zahl an Haushalten
ist im Betrachtungszeitraum mit einer
weiterhin steigenden Zahl an Elektrogeräten zu rechnen. Dabei geht die Energieprognose 2009 davon aus, dass sich der
Ausstattungsgrad je 1 000 Haushalte für
die meisten Elektrogeräte nur noch geringfügig erhöht. Ausnahme davon sind
Geräte der Informations- und Telekommunikationstechnologie (ITK), einschließlich der Unterhaltungselektronik. Der zu
erwartende Anstieg des Stromverbrauchs
wird dabei durch die Marktdurchdringung
von verbrauchsärmeren Geräten gemindert.
Rechnung zu tragen. Dies hat Auswirkungen auf die durchschnittliche Wohnfläche
und damit verknüpft auf die Raumwärmenachfrage. Schließlich ist eine Differenzierung nach Stadt und Land auch für die
Prognose der Verkehrsleistung von Haushalten von Bedeutung, da in ländlichen
Regionen die Wege zum Arbeitsplatz in
der Regel länger ausfallen als in städtisch
geprägten Gebieten, wo zumeist ein eng
geknüpftes Nahverkehrsnetz unterstellt
werden kann.
Deutschlandweit standen den rund
39,7 Mio. Haushalten im Jahr 2007 etwa
39,9 Mio. Wohneinheiten mit einer Fläche
von insgesamt rund 3,44 Mrd. m2 zur Verfügung. Rund 58 % der Wohnfläche befand sich in Ein- oder Zweifamilienhäusern
(EFH/ZFH), Mehrfamilienhäuser (MFH)
trugen etwa 40 % zur gesamten Wohnfläche bei, Nicht-Wohngebäude weniger als
2 % (Abbildung 3.6). Rein rechnerisch
standen jedem Einwohner etwa 41,9 m2
Wohnfläche zur Verfügung, jedem Haus-
Abbildung 3.6:
33
halt rund 86,7 m2. Im Vergleich zu den
rund 3,1 Mrd. m2 an Wohnfläche im Jahr
1997 war innerhalb von 10 Jahren ein Anstieg um knapp 11 % zu verzeichnen. Der
Zuwachs war mit über 14 % bei Ein- und
Zweifamilienhäusern besonders hoch, wohingegen die Wohnfläche der Mehrfamilienhäuser lediglich um gut 6 % stieg.
Wohnflächenbestand 1997 und 2007
Es ist zu erwarten, dass die Gesamtwohnfläche auch in Zukunft zunehmen
wird. Wesentliche Gründe dafür sind die
weiter wachsende Zahl an Haushalten sowie eine weiter steigende Wohnfläche pro
Person. Die Zunahme der Wohnfläche pro
Kopf ist mit auf einen Anstieg des allgemeinen Einkommensniveaus sowie auf die
Alterung der Gesellschaft zurückzuführen.
So verfügen ältere Personen häufig über
ein vergleichsweise hohes Einkommen und
bewohnen daher eine relativ große Wohnfläche.
Um diese Entwicklungen adäquat abbilden zu können, wurde die Wohnflächennachfrage auf zwei unterschiedlichen Wegen modelliert. Der erste, weniger differenzierte Ansatz bestimmt die voraus-
sichtliche Entwicklung der Wohnflächennachfrage ohne eine Unterscheidung nach
Gebäudetypen.
Diese Unterscheidung ist Bestandteil
des zweiten Ansatzes, bei dem zudem die
Haushaltsgröße, aber insbesondere auch
Einflüsse wie das Haushaltseinkommen
und die Altersstruktur berücksichtigt werden, und nicht zuletzt, ob der Haushalt im
ländlichen oder städtischen Raum wohnt.
Unter Verwendung individueller Haushaltsdaten aus dem Sozioökonomischen Panel
(SOEP) und eines eigens dafür konzipierten ökonometrischen Modells wurden die
haushaltsspezifische Wohnortentscheidung
und die Wohnflächennachfrage auf Basis
von sozioökonomischen Faktoren empirisch abgeleitet, wobei insbesondere zwi-
34
schen städtischen und ländlichen Gebieten
und nach unterschiedlichen Gebäudetypen
unterschieden wurde.
Methodisches Vorgehen beim weniger
differenzierten Ansatz
Grundlage der folgenden empirischen
Bestimmung der Wohnflächennachfrage
sind die vom Statistischen Bundesamt
jährlich publizierten Werte zum Wohnflächenbestand für die Jahre 1986 bis 2007
(StaBuA, Fachserie 5, Reihe 3, verschiedene Jahrgänge) sowie die amtlichen Daten zur Anzahl der Haushalte nach der
jeweiligen Größe. Ausgehend davon wird
in diesem Ansatz die Gesamtwohnfläche
im Wesentlichen durch die jeweilige Anzahl der Haushalte unterschiedlicher Größe bestimmt.
Abbildung 3.7:
Der Vergleich der Prognosewerte mit
den vom Statistischen Bundesamt publizierten Werten zur Gesamtwohnfläche
verdeutlicht für den Zeitraum von 1986
bis 2007 die Eignung des Prognosemodells: Dem amtlichen Wert für 1986
von 2 675 Mio. m2 steht ein Schätzwert
von
2 672 Mio. m2
gegenüber.
Der
Schätzwert für 2007, dem letzten Jahr für
das amtliche Daten vorliegen, beläuft sich
auf rund 3 431 Mio. m2, die Abweichung
zum amtlichen Wert in Höhe von
3 444 Mio. m2 beträgt lediglich rund
0,3 %. Auch die im Stützzeitraum kaum
unterscheidbaren Linien zwischen Schätzund beobachteten Werten der Abbildung
3.7 verdeutlichen die annähernd punktgenaue Übereinstimmung.
Wohnflächenentwicklung in der Referenzprognose (Ra)
35
Differenzierter Ansatz zur Prognose
der Wohnflächennachfrage
Bei der Schätzung der künftigen Wohnflächennachfrage differenziert dieser Ansatz nach Gebäudetypen, d. h., er unterscheidet nach Ein- bzw. Zweifamilienhäusern (EFH/ZFH) bzw. Mehrfamilienhäusern
(MFH). Zudem wird explizit berücksichtigt,
ob die Haushalte in städtischen oder ländlichen Räumen wohnen.
Die Wohnflächen in Ein- und Zweifamilienhäusern unterscheiden sich deutlich von
denen in Mehrfamilienhäusern. Zudem
unterscheiden sich die Wohnungsgrößen
je nachdem, ob die Wohneinheit sich in
einem städtischen oder ländlichen Gebiet
befindet. Es erscheint daher angebracht,
eine entsprechende Differenzierung bei
der Wohnflächenprognose zu berücksichtigen. Dementsprechend werden vier Fälle
unterschieden, die sich aus den Feldern
der nachfolgenden Matrix ergeben.
Stadt
Feld 1
Feld 2
EFH/ZFH
Feld 3
Feld 4
Konzeptionell folgt dieser Ansatz dem
Wohnungsprognosemodell des Bundesamts für Bauwesen und Raumordnung
(BBR 2006). Insbesondere werden hier die
Effekte einer alternden Bevölkerung in die
Betrachtung einbezogen, da diese Rückwirkungen auf die Verteilung der Haushalte auf Stadt oder Land und auf die Zahl
der Wohnungen in Ein-, Zwei- und Mehrfamilienhäusern haben.



Land
MFH
Die Vorgehensweise
Schritten:

Haushaltsgröße geschätzt. Beispielsweise wird für einen Zweipersonenhaushalt, der in einem Mehrfamilienhaus in der Stadt wohnt, die typische
Wohnflächennachfrage ermittelt.
Für jeden der vier Fälle wird in Abhängigkeit der Haushaltsgröße mit
Hilfe von ökonometrischen DiscreteChoice-Modellen die Wahrscheinlichkeit des Auftretens dieses Falles abgeleitet. So wird etwa geschätzt, mit
welcher Wahrscheinlichkeit ein Zweipersonenhaushalt in einem Mehrfamilienhaus in der Stadt wohnt.
Schließlich werden die abgeleiteten
Wohnflächen und Wahrscheinlichkeiten für jeden Fall multipliziert.
Datenbasis ist das Sozioökomische
Panel (SOEP), welches umfassende
Informationen zu den Wohnverhältnissen für mehrere tausend Haushalte
für den Zeitraum 1985 bis 2007 enthält. Darüber hinaus ist dem SOEP zu
entnehmen, in welchem Landkreis ein
Haushalt seinen Wohnsitz hatte
erfolgt
in
drei
Für jeden der vier Fälle wird die mittlere Wohnfläche in Abhängigkeit der
Für die Aufteilung der Landkreise in
städtisch und ländlich geprägte Räume
wird sich an der Klassifizierung des BBR
(2006) orientiert. Als „Stadt“ werden hier
diejenigen Landkreise behandelt, die vom
BBR als „Kernstädte“ klassifiziert wurden.
Als „Land“ werden alle anderen Landkreise
definiert, insbesondere die Kreise, die das
Umland um regionale Zentren bilden, etwa
direkt an München und Hamburg angrenzende Gebiete (Abbildung 3.8).
36
Prognoseergebnisse
Beide hier benutzten Ansätze kommen
zu einer praktisch identischen Einschätzung der künftigen Gesamtnachfrage nach
Wohnfläche. Demnach wird die Wohnfläche bis 2030 auf gut 4 Mrd. m2 steigen
(Tabelle 3.2). Pro Person stehen dann rein
rechnerisch etwa 50,4 m2 zur Verfügung,
je Haushalt etwa 95,7 m2. Die größte Flächenzunahme ist bei Ein- und Zweifamilienhäusern (EFH/ZFH) zu erwarten. In
dieser bereits in der Vergangenheit zu beobachtenden Entwicklung schlägt sich der
Trend zu kleineren Haushalten nieder. So
bewohnen Haushalte, deren Mitglieder im
Seniorenalter sind, nicht selten eine
Wohnfläche, die ehedem für eine Familie
mit Kindern geschaffen wurde, auch nach
Auszug der Kinder weiter.
Abbildung 3.8:
Räumliche Abgrenzung von
städtischen und ländlichen
Gebieten
Tabelle 3.2:
Wohnflächennachfrage nach Gebäudetyp sowie städtischen und ländlichen Gebieten
2007
2010
2012
2015
2020
2025
2030
3 444
3 520
3 574
3 654
3 788
3 913
4 015
davon in MFH, Stadt
609
612
614
616
619
622
623
davon in MFH, Land
690
697
701
708
719
731
743
davon in EFH/ZFH, Stadt
304
316
324
335
356
377
396
1 840
1 895
1 935
1 996
2 094
2 183
2 253
41,9
42,9
43,6
44,7
46,6
48,5
50,4
86,7
87,4
88,0
89,2
91,3
93,7
95,7
Wohnfläche, Mio. m2
davon in EFH/ZFH, Land
Wohnfl./Person, m2
Wohnfl./Haushalt,
m2
Ausstattung mit elektrischen Geräten
Für den Stromverbrauch privater Haushalte ist neben den zu Beleuchtungszwecken benötigten Lampen die Ausstattung
mit elektrischen Geräten eine bedeutende
Einflussgröße. Die laufenden Wirtschaftsrechnungen des Statistischen Bundesamtes geben Auskunft über die Ausstattung privater Haushalte mit langlebigen
Gebrauchsgütern (Fachserie 15, Reihe 2).
Hierbei handelt es sich um eine jährlich
durchgeführte Haushaltsbefragung, welche die alle fünf Jahre durchgeführte Einkommens- und Verbrauchsstichprobe ergänzt. Ausstattungsgrade von über 100 %
zeigen dabei an, dass elektrische Geräte
wie Fernseher und Computer, aber auch
Großgeräte wie Kühlschränke, oftmals
mehrfach in einem Haushalt vorhanden
sind.
Ausgehend von den im Zeitraum 2000
bis 2007 beobachteten Trends wurden die
37
Ausstattungsgrade der Haushalte bis 2030
fortgeschrieben. Eine Differenzierung der
Ausstattungsgrade nach Haushaltsgröße
erfolgte wegen der Inkongruenz der HausTabelle 3.3:
haltsklassifikationen nicht. Für Großgeräte
zeigen sich – mit Ausnahme der Geschirrspüler – bereits heute gewisse Sättigungstendenzen (Tabelle 3.3).
Elektrogeräte - Ausstattung in % der Haushalte und spezifischer Jahresverbrauch,
Quelle: Fachserie 15, Reihe 2. Fortschreibung des zwischen 2000 und 2007 beobachteten Trends
Licht
Ausstattung
2005
2010
2015
2020
2025
2030
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
kWh/(Jahr und Haushalt)
GemeinschaftsAusstattung
beleuchtung
286
239
186
133
122
111
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
84
78
70
63
58
54
Kühlschrank
116 %
118 %
119 %
120 %
121 %
121 %
kWh/(Jahr und Gerät)
Gefriergerät
Ausstattung
214
83 %
200
201
86 %
192
185
87 %
189
170
88 %
187
158
89 %
175
145
89 %
164
Geschirrspüler
58 %
68 %
75 %
79 %
82 %
84 %
202
190
179
168
161
153
95 %
96 %
95 %
95 %
95 %
95 %
150
139
131
122
117
113
36 %
40 %
43 %
45 %
46 %
47 %
278
253
215
177
167
157
92 %
92 %
92 %
92 %
92 %
92 %
306
297
286
276
270
265
66 %
75 %
81 %
86 %
89 %
90 %
35
38
36
35
35
34
150 %
156 %
161 %
164 %
166 %
167 %
164
202
200
200
203
205
93 %
127 %
149 %
165 %
175 %
181 %
302
226
237
234
231
228
87 %
87 %
114 %
133 %
145 %
152 %
152
134
123
99
87
75
93 %
95 %
96 %
97 %
98 %
99 %
87
85
64
52
43
34
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
65
77
84
89
93
95
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
171
174
176
177
179
181
Ausstattung
Ausstattung
WaschmaschiAusstattung
ne
WäschetrockAusstattung
ner
Kochen
Ausstattung
Mikrowelle
Ausstattung
Fernseher
Ausstattung
Computer
Ausstattung
Video/DVD
Ausstattung
Radio/HiFi
Ausstattung
Sonstige IKT
Ausstattung
Sonstige
Geräte
Ausstattung
38
Die Ausstattung mit Waschmaschinen
stagniert sogar. Auch bei Fernsehgeräten
wird davon ausgegangen, dass gekaufte
Neugeräte vorwiegend ältere Technik ersetzen. Hauptsächlich dadurch lassen sich
die in den vergangenen Jahren zu beobachtenden hohen Absatzzahlen für Flachbildschirmgeräte erklären. Ein deutlicher
Zuwachs des Gerätebestands wird für den
Bereich der neuen Informations- und Telekommunikationstechnologie (IKT) unterstellt (Fh-IZM 2009).
Der jeweils unterstellte spezifische Jahresverbrauch resultiert aus zwei gegenläufigen Effekten, dem Trend zu verbrauchsärmeren Geräten einerseits und einer steigenden Nutzungsintensität des Geräts
andererseits. Der steigende Verbrauch von
TV-Geräten wird vom Trend zu größeren
Bildschirmdiagonalen getrieben. Die Angaben zur Entwicklung im IKT-Segment
sind angelehnt an eine aktuelle Untersuchung der Fraunhofer-Gesellschaft (FhIZM 2009).
Exkurs: Strombedarf von IKT
Unternehmen für IKT und für den Bereich
Netzzugang und Betrieb des Netzes werden keine Steigerungen erwartet. Hinsichtlich des Stromverbrauchs durch den
Standby-Modus geht die Studie davon
aus, dass sich aufgrund von technischen
Effizienzverbesserungen der Anteil des
Standby-Stromverbrauchs von 28 % im
Jahr 2007 auf 7,4 % im Jahr 2020 reduzieren lässt. Nach Fh-IZM, Fh-ISI (2009)
bestehen zusätzliche Einsparpotenziale
etwa durch den Einsatz von energieeffizienten Elektronikkomponenten (Displays,
Prozessoren), durch Virtualisierung bei
Servern und Rechenzentren oder durch
optimierte Klimatisierungstechnologien in
Rechenzentren.
Motor des technologischen Fortschritts
sind Innovationen, wobei unter Basisinnovationen solche technologischen Neuerungen verstanden werden, die als wesentliche Ursache persistenten Wachstums angesehen werden. Basisinnovationen sind
als solche in der Regel erst im Nachhinein
erkennbar. Viele Studien messen gerade
den Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) wachsende Bedeutung
zu. Die IEA (2009b) erwartet, dass sich
durch die Verwendung von Informationsund Kommunikationstechnologien (IKT)
sowie durch die starke Verbreitung von
Geräten der Unterhaltungselektronik der
dafür notwendige Energieverbrauch bis
zum Jahr 2022 verdoppeln und bis zum
Jahr 2030 sogar verdreifachen wird.
Berechnungen von Fh-IZM, Fh-ISI
(2009) zeigen, dass der Stromverbrauch
für IKT in Deutschland zwischen 2007 und
2020 um 20 % ansteigen könnte, von
55,4 auf 66,7 Mrd. kWh. Dabei zeigt die
Analyse, dass bei privaten Haushalten
und in Rechenzentren mit einem weiteren
Anstieg des Strombedarfs durch IKT zu
rechnen ist.13 Beim Stromverbrauch der
13
14
Projektionen der IEA (2009b) zeigen,
dass durch den Einsatz von effizienteren
Technologien14 in der Unterhaltungselektronik und bei Informations- und Kommunikationstechnologien, im Vergleich zur
erwarteten Entwicklung ohne Effizienzmaßnahmen, Einsparungen von 30 % im
Jahr 2030 möglich sind. Durch den Einsatz von bereits erhältlichen bestmöglichen Technologien könnte der erwartete
Stromverbrauch bis 2030 sogar halbiert
werden.
Die Basisprognose aus Fh-IZM, Fh-ISI (2008) wird im Rahmen der Energieprognose 2009 für den Stromverbrauch der privaten Haushalte für IKT direkt übernommen.
Technologien und Prozesse, die bereits zugänglich und in vielen Fällen zum Teil kommerziell verbreitet sind (IEA
2009).
3.3
39
Wirtschaftswachstum
Die Energieprognose 2009 erfolgt vor
dem Hintergrund einer schweren weltweiten Rezession, deren Dauer und Folgen für
die deutsche Volkswirtschaft nur schwer
absehbar sind. Dies ist von hoher Relevanz, da die wirtschaftliche Entwicklung,
welche üblicherweise durch die Veränderung des Bruttoinlandsprodukts (BIP) gemessen wird, die Triebfeder der gewerblichen und industriellen Energienachfrage ist.
In der Referenzprognose wird für das
Jahr 2009 von einem Rückgang des BIP in
Deutschland von 5,5 % gegenüber dem
Vorjahr ausgegangen. Für 2010 wird eine
leichte Erholung des BIP um 0,6 % gegenüber 2009 erwartet. Ein Vergleich mit aktuellen Studien der führenden deutschen
Wirtschaftsforschungsinstitute, der EU und
des Weltwährungsfonds zur Wirtschaftsentwicklung in Deutschland unterstreicht
die Plausibilität dieser Wachstumsraten für
die Jahre 2009 und 2010.
Weltwirtschaftliche Rahmenbedingungen
Die Energieprognose erfolgt vor dem
Hintergrund einer schweren weltweiten Rezession. Der Einbruch der globalen Produktion hat ein Ausmaß angenommen, wie es
seit der Großen Depression der 30er Jahre
des 20. Jahrhunderts nicht mehr zu beobachten war. Der Produktionsrückgang
wird von einem massiven Einbruch des
Welthandels begleitet. Ausgehend von einer Banken- und Finanzkrise in den USA
und Europa erfasste die Entwicklung im
vierten Quartal 2008 fast alle Industrieund Schwellenländer. Das auf das Jahr
hochgerechnete Bruttoinlandsprodukt (BIP)
ging in den USA laut dem World Economic
Outlook 2009 des Weltwährungsfonds (IMF
2009b) im vierten Quartal 2008 um 6,3 %
Es wird darüber hinaus damit gerechnet, dass die deutsche Volkswirtschaft erst
ab 2014 auf einen langfristigen Wachstumspfad zurückkehrt, der durch das
Wachstumspotenzial der deutschen Volkswirtschaft vorgezeichnet ist.
Das Wachstumspotenzial wird sehr wesentlich durch das Erwerbstätigenpotenzial
determiniert, welches wiederum entscheidend von der Bevölkerungsentwicklung beeinflusst wird, sowie durch arbeitsmarktpolitische Maßnahmen zur weiteren
Aktivierung des Erwerbstätigenreservoirs.
Das langfristige Wachstumspotenzial für
Deutschland beträgt gemäß der RWI-Potenzialanalyse bis 2030 im Mittel rund
1,3 % pro Jahr. Aufgrund des Rückgangs
und der zunehmenden Alterung der Bevölkerung verflacht das Wachstumspotenzial
zum Ende des Prognosezeitraums zusehends.
zurück, im Euro-Raum und Großbritannien
um jeweils rund 6 %. Auch Asien ist von
der Krise erfasst worden: In Japan
schrumpfte das BIP im vierten Quartal
2008 auf das Jahr hochgerechnet um
12 %. Die im vergangenen Jahrzehnt boomenden Volkswirtschaften Chinas und Indiens wuchsen zwar weiterhin, aber die
Wachstumsraten fielen 2008 gegenüber
dem Vorjahr von 13,0 % auf 9,0 % bzw.
von 9,3 % auf 7,3 %. Für 2009 wird dort
eine weitere drastische Verlangsamung des
Wachstums erwartet.
Der World Economic Outlook geht für
das Jahr 2009 von einem Schrumpfen der
Weltwirtschaft von 1,3 % aus, für
Deutschland von einem Rückgang des BIP
von
5,6 %.
Der
Weltwährungsfonds
nimmt an, dass die gegenwärtige Abnah-
40
me des Welthandels nicht von Dauer sein
wird, sondern das Ergebnis eines zwischenzeitlichen Vertrauensverlusts und
einer vorübergehend gestiegenen Risikoaversion der Handelspartner ist (IMF
2009b).
Ein Hauptgrund für diesen verhaltenen
Optimismus ist, dass sich die heutigen
wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen wesentlich von denen der 30er
Jahre unterscheiden, als sich eine Bankenkrise in den USA zur Weltwirtschaftskrise
ausweitete. In vielen Regionen der Welt
sind seither Freihandelszonen eingerichtet
worden. In Europa wurde seit den römischen Verträgen von 1955 mit der Europäischen Union der größte Binnenmarkt der
Welt geschaffen.
Die wirtschaftliche Integration von 27
Ländern und rund 490 Mio. Einwohnern
geht dabei weit über den Freihandel hinaus: Die EU setzt für fast alle Wirtschaftsbereiche regulierende Rahmenbedingungen. In vielen Sektoren hat dies zu einer
Harmonisierung der Wettbewerbsregeln
und zu mehr Marktintegration geführt, insbesondere in den Energiemärkten. Die
Schaffung der Europäischen Zentralbank
und die Einführung des Euro in 16 der 27
Mitgliedsstaaten markierten einen weiteren fundamentalen Integrationsschritt der
europäischen Volkswirtschaften. Mit der
Lissabon-Strategie verfolgt die EU (Europäische Kommission 2004) eine gemeinsame Politik für Wachstum und Beschäftigung.
Der Welthandel findet seit 1947 unter
den Regeln des GATT-Abkommens statt,
die seit 1994 durch die Welthandelsorganisation (WTO) als Schiedsrichter überwacht
werden. Auf der internationalen Ebene existieren noch eine Reihe von Institutionen,
die zur wirtschaftlichen Integration und
Stabilität beitragen, vor allem die 1947
gegründeten Institutionen Weltwährungsfonds und Weltbank sowie weitere Entwicklungsbanken.
Seit dem 2. Weltkrieg gibt es eine stete
Zunahme der weltwirtschaftlichen Verflechtungen, die durch niedrige Zölle, gesunkene Transportkosten und verbesserte institutionelle Rahmenbedingungen befördert
wird (IMF 2009a). Der Welthandel nahm
zwischen 1950 und 2000 von 1,5 % auf
15,7 % des Bruttosozialprodukts der Welt
zu.
Nach dem Ende der kommunistischen
Planwirtschaften Osteuropas wurden auch
diese zunehmend in den Welthandel integriert. Dies gilt mit Einschränkungen auch
für die Volksrepublik China. Zu beobachten
ist darüber hinaus eine starke Zunahme
ausländischer Direktinvestitionen in Entwicklungs- und Schwellenländern (IMF
2009a). Dies hat zum Wachstum in diesen
Ländern wesentlich beigetragen.
Diese globale wirtschaftliche Integration
stellt einen klaren Gegensatz zur Situation
in der Weltwirtschaftskrise der 30er Jahre
dar, die einen weltweiten Protektionismus
und den weitgehenden Zusammenbruch
des Welthandels zur Folge hatte (IMF
2009a). Damals kam es zu zahlreichen
Konkursen von Finanzinstituten und in
Verbindung mit einer restriktiven Geldpolitik zu einer massiven Deflation. Dies
trug wesentlich zur Verschärfung der damaligen Krise bei.
Anders als in den 30er Jahren haben die
Regierungen auf die heutige Finanzkrise
weltweit mit einer Stützung des Bankensektors reagiert. Zentralbanken bemühen
sich aktiv um die Liquidität des Geldmarktes und die Wiederbelebung der Kreditvergabe. Eine expansive Fiskalpolitik federt mit Konjunkturprogrammen in Höhe
41
von durchschnittlich 2 % des jeweiligen
BIP die ausfallende privatwirtschaftliche
Nachfrage ab (IMF 2009b).
nanzsektors − sollten sich der weltwirtschaftliche Integrationsprozess und das
damit verbundene Wachstum fortsetzen.
Länder, die von einer staatlichen Zahlungsunfähigkeit bedroht sind, werden mit
Hilfsprogrammen des Weltwährungsfonds
unterstützt. Auf dem G20-Gipfel in London
im April 2009 wurden unter anderem die
Koordination
der
Vergabe
von
1,1 Billionen Dollar an Hilfsmitteln sowie
eine Verschärfung der Finanzmarktregulierung und -aufsicht beschlossen. Der Gipfel
gab darüber hinaus ein klares Bekenntnis
zum weltweiten Freihandel ab (G20 2009).
Wirtschaftliche Entwicklung in
Deutschland
Die makroökonomischen Rahmenannahmen für die Energieprognose 2009
werden über die Entwicklung des Bruttoinlandsprodukts, der sektoralen Wertschöpfung und Produktion sowie der Beschäftigung quantifiziert. Es wird versucht, die
Wirtschaftsentwicklung über vier grundlegende Schritte zu beschreiben.
Über die institutionellen Rahmenbedingungen hinaus zeigt dies einen Willen zur
Kooperation, der sich deutlich vom Nationalismus der 30er Jahre unterscheidet.
Auch dies trägt zu der Einschätzung bei,
dass die gegenwärtige Entwicklung nicht
in eine Wirtschaftskrise münden sollte, die
mit der Großen Depression vergleichbar
wäre.
Ausgangspunkt der Bestimmung der
ökonomischen Parameter ist eine Wachstumspotenzialanalyse, die den Anstieg der
Wirtschaftsleistung bei durchschnittlicher
Auslastung der Produktionsfaktoren wie
Arbeit widerspiegelt. In der Potenzialanalyse ist auch die demographische Entwicklung als wichtiger Treiber für das Wirtschaftswachstum hinterlegt.
Stattdessen wird für die Energieprognose 2009 von einer Stabilisierung des internationalen Finanzsystems in den Jahren
2009 und 2010 ausgegangen, in deren
Folge sich die wirtschaftliche Situation ab
2010 wieder verbessern und die Integration der Güter- und Finanzmärkte mittelfristig weiter fortgesetzt wird.15
Aufbauend auf den Ergebnissen der Potenzialanalyse wird in einem zweiten
Schritt die angenommene Rohölpreisentwicklung (Abschnitt 3.4) berücksichtigt.
Die so ermittelte Makroentwicklung wird in
einem dritten Schritt um die Auswirkungen der internationalen und nationalen
Aktivitäten im Klimaschutz (Abschnitt 2.2)
ergänzt.
Diese Einschätzung wird vom World
Economic Outlook 2009 geteilt. Der WEO
prognostiziert für 2010 einen Zuwachs des
globalen Bruttoinlandsprodukts von 1,3 %
und eine schrittweise Erholung der Wirtschaftsaktivitäten in den meisten Ländern.
Am Ende der weltweiten Rezession − nach
einer Neuordnung des internationalen Fi-
15
Eine Sensitivitätsanalyse, die von einer sich sehr
lange auswirkenden Weltwirtschaftskrise ausgeht,
wird in Kapitel 11.3 vorgestellt.
Schließlich gehen in einem vierten
Schritt die Erkenntnisse aus aktuellen
Konjunkturprognosen und insbesondere
aus der Gemeinschaftsdiagnose vom Frühjahr 2009 mit ein. Dadurch kann insbesondere die kurzfristige Wirtschaftsentwicklung vor dem Hintergrund der
Weltwirtschaftskrise genauer spezifiziert
werden.
42
Als Resultat der Potenzialanalyse wird
angenommen, dass das künftige wirtschaftliche Wachstumspotenzial bis 2030
im Mittel 1,3 % pro Jahr beträgt. Diese
Annahme beruht auf Berechnungen auf
Basis eines am RWI etablierten Produktionsfunktionsansatzes, wie er in verschiedenen Varianten von einer Reihe von internationalen Organisationen, wie etwa
der OECD oder dem Weltwährungsfonds
(IMF), zur Ermittlung des langfristigen
Wachstums eingesetzt wird.
Dabei wird davon ausgegangen, dass
die langfristige Entwicklung einer Volkswirtschaft vorwiegend durch angebotsseitige Faktoren bestimmt wird. Neben
dem Kapitaleinsatz und dem technologischen Fortschritt liegt der Schwerpunkt
dieser Betrachtungsweise auf dem Produktionsfaktor Arbeit. Folglich kommt der
demographischen Entwicklung sowie der
Veränderung der Zahl der Erwerbspersonen eine besondere Bedeutung bei der
Einschätzung des zukünftigen Wachstumspotenzials zu.
Aufbauend auf dem für die Referenzprognose unterstellten Rückgang der Bevölkerung bis 2030 und unter Berücksichtigung der zunehmenden Alterung der Gesellschaft wird davon ausgegangen, dass
das Erwerbspersonenpotenzial bis 2030
um etwa 10 % sinkt, von derzeit etwa
44,5 auf etwa 39,5 Mio. im Jahr 2030.
Die weitgehende Umsetzung von geplanten oder bereits gesetzlich verankerten arbeitsmarktpolitischen Maßnahmen,
wie etwa die Erhöhung des mittleren Renteneintrittsalters, die Verringerung des
mittleren Berufseintrittsalters und die
Steigerung der Erwerbstätigkeit von Frauen, verhindern dabei annahmegemäß einen noch stärkeren Rückgang der Zahl der
Erwerbspersonen, als dies nach der unter-
stellten
demographischen
Entwicklung
sowie der zu erwartenden Alterung der
Gesellschaft direkt zu erwarten wäre.
Vor allem der Rückgang der Bevölkerung und des damit verbundenen Erwerbspersonenpotenzials begründet das
hier in der Potenzialanalyse des RWI mit
rund 1,3 % pro Jahr relativ niedrig angesetzte wirtschaftliche Wachstumspotenzial. Zum Vergleich: Das durchschnittliche
Wirtschaftswachstum seit der Wiedervereinigung betrug recht genau 1,5 % pro
Jahr.
Die demographischen Faktoren bekommen im Laufe der nächsten Jahrzehnte ein
zunehmend stärkeres Gewicht. Im Einklang damit wird angenommen, dass sich
das Wachstumspotenzial, ausgehend von
Werten, die sich derzeit über der mittleren
Wachstumsrate von 1,3 % befinden, bis
2030 kontinuierlich abschwächt.
Die mit der Potenzialanalyse ermittelte
Wachstumsrate dient der Bestimmung der
makroökonomischen
Rahmenannahmen
lediglich als erste Orientierung. Das tatsächlich in der Energieprognose 2009 unterstellte Wirtschaftswachstum liegt unter
dem Potenzialwachstum. Dies ist bedingt
durch die volkswirtschaftlichen Effekte der
angenommen Rohölpreisentwicklung und
der Klimaschutzannahmen. Beide Faktoren können in der neoklassischen Potenzialanalyse nicht gesondert berücksichtigt
werden.
Darüber hinaus bedingt die derzeitige
Banken- und Finanzmarktkrise ein Wirtschaftswachstum unterhalb des Potenzialwachstums. In Folge der Finanzkrise ist
für 2009 und die kommenden Jahre nicht
damit zu rechnen, dass das ermittelte
Wachstumspotenzial tatsächlich ausgeschöpft wird. Stattdessen wird für die nahe Zukunft von einer Rezession der deut-
schen Wirtschaft ausgegangen. Es wird
angenommen, dass die Wachstumspotenzialraten erst ab dem Jahr 2014 wieder erreichbar sein sollten.
Konkret berücksichtigt die Referenzprognose die Auswirkungen der globalen
Wirtschaftskrise für 2009 in Form einer
BIP-Kontraktion um 5,5 %. Die Annahme
einer zügigen globalen wirtschaftlichen Erholung führt für das Jahr 2010 zu einem
Anstieg von 0,6 % gegenüber 2009.
Zum Vergleich: Die an der Gemeinschaftsdiagnose beteiligten Institute prognostizierten im Frühjahr 2009 für Deutschland eine Schrumpfung des BIP in
2009 von 6 % (GD 2009). Für 2010 wird
mit keiner durchgreifenden Erholung, aber
einem sehr viel geringeren Rückgang des
BIP um 0,5 % gerechnet (GD 2009).
Der World Economic Outlook des Weltwährungsfonds geht für Deutschland für
2010 von einem Schrumpfen um 1 % aus
(IMF 2009b), während dort für das Jahr
2009 von einem ähnlichen Rückgang des
BIP von 5,6 % ausgegangen wird, wie es
hier für die Energieprognose 2009 angesetzt wird.
Die EU-Kommission erwartet in ihrem
aktuellen Economic Forecast für 2009
zwar auch einen deutlichen Rückgang des
deutschen BIP, und zwar um 5,4 % gegenüber dem Niveau in 2008. Für 2010
rechnet die EU aber bereits mit einer
merklichen wirtschaftlichen Erholung, die
sich in einem Anstieg des für Deutschland
prognostizierten BIP um 0,3 % gegenüber
2009 niederschlägt.
Das Institut der deutschen Wirtschaft
Köln (IW) ist optimistischer und erwartet
einen geringeren Wirtschaftseinbruch in
43
Höhe von 4,5 % in 2009. Für 2010 sieht
das IW bereits eine spürbare Erholung mit
einem BIP-Anstieg um 0,5 % in 2010, jeweils gegenüber dem Vorjahreswert (IW
2009). Dieser Vergleich wichtiger aktueller
Studien zur Wirtschaftsentwicklung in
Deutschland unterstreicht die Plausibilität
der hier für die Jahre 2009 und 2010 angenommenen Wachstumsraten.
Auf globaler Ebene erwartet die Weltbank für 2010 eine leichte wirtschaftliche
Erholung (WB 2009), ebenso wie die
EU (2009) und das IW (2009). Auch in der
von der IEA in dem Bericht „The Impact of
the Financial and Economic Crisis on Global Energy Investment“ (IEA 2009a) zitierten Studie des IMF wird von einer Kontraktion des globalen Wirtschaftswachstums um -1,3 % im Jahr 2009 und einer
leichten Expansion in 2010 ausgegangen.
Vor diesem Hintergrund berücksichtigt
die Energieprognose 2009 auch für die
übrigen Volkswirtschaften der Welt die aktuelle Wirtschaftskrise. Die jeweiligen gesamtwirtschaftlichen
Wachstumsraten
werden hergeleitet auf Basis der um eine
kurzfristige BIP-Kontraktion bereinigten
Wachstumsannahmen aktueller globaler
Energiesystemanalysen (IEA 2008d und
PRIMES 2007).
Ergebnis dieser Bestimmung der volkswirtschaftlichen Entwicklung sind die für
die Energieprognose relevanten Makrodaten. Diese werden für die Referenzprognose ebenso wie für die Varianten und
die Sensitivitätsanalysen ermittelt und
zwar jeweils unter den szenariospezifischen Rahmenannahmen. Im Folgenden wird die wirtschaftliche Entwicklung
für Deutschland in der Referenzprognose
genauer beschrieben.
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
Abbildung 3.9:
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2000
2004
Entwicklung des Bruttoinlandsprodukts
in Deutschland [Mrd. €2000]
44
BIP-Entwicklung in Deutschland in der Referenzprognose (Ra)
Abbildung 3.9 zeigt, ausgehend von den
BIP-Werten für 2004 bis 2008, die für die
Referenzprognose abgeleiteten zukünftigen Werte. Ausgehend von einem realen
BIP in Höhe von 2 109 Mrd. €2000 im Jahr
2004 stieg die Wirtschaftsleistung bis
2008 auf 2 270 Mrd. €2000 (jeweils preisbereinigter, verketteter Index). 2009 sinkt
das BIP infolge der globalen Finanzkrise
annahmegemäß um 5,5 % bzw. auf
2 146 Mrd. €2000 und damit fast auf das
Niveau von 2005 (Abbildung 3.9).
Die auf die Rezession folgende Erholungsphase beginnt 2010 mit einem leichten Aufschwung. Aus dem Anstieg der
Wirtschaftsleistung von annahmegemäß
0,6 % gegenüber 2009 resultiert ein BIP
von 2 160 Mrd. €2000. Es wird ein zügiger
Aufholprozess erwartet mit realen Jahreswachstumsraten von 2,2 % im Jahr 2011,
jeweils 2,1 % in den Jahren 2012 und
2013 sowie 2,0 % im Jahr 2014.
Nach diesem Wirtschaftsaufschwung ist
das BIP im Jahr 2015 mit 2 394 Mrd. €2000
zu beziffern. Ab 2015 verläuft das jährliche Wachstum etwas weniger stark.
2020 beträgt das BIP 2 526 Mrd. €2000,
2030 liegt es bei 2 784 Mrd. €2000. In diesem langfristig flacheren Wachstumspfad
kommt der demografische Wandel zum
Ausdruck: Eine Verringerung des Bevölkerungswachstums führt zu einem geringeren Angebot des Produktionsfaktors
Arbeit, der wiederum ein wichtiger Treiber
für Produktion und Wachstum ist.
Ausgehend von 2004 ergibt sich eine
jährliche reale Wachstumsrate von 1,14 %
pro Jahr bis 2020 bzw. von 1,07 % pro
Jahr, bis 2030. Bezogen auf den Wert von
2008 ergeben sich Wachstumsraten von
0,89 % pro Jahr bis 2020 und 0,93 % pro
Jahr bis 2030. Gegenüber anderen Studien (Abschnitt 1.4) resultieren für die Referenzprognose folglich deutlich niedrigere
BIP-Wachstumsraten, vor allem weil zuvor
45
die derzeitige wirtschaftliche Depression
nicht berücksichtigt werden konnte.
der Güterverkehrsleistung wird in Abschnitt 4.5 diskutiert.
Die gesamtwirtschaftliche Wachstumsentwicklung wird getrieben durch die sektorale Wertschöpfung. Nach der Referenzprognose sind keine tiefgreifenden Umbrüche im Sinne eines Rückgangs bestimmter sektoraler Wertschöpfung zu erwarten. Von einem Einbruch der Grundstoffindustrie ist ebenso wenig auszugehen wie von einem ausgeprägten Weg in
die Dienstleistungsgesellschaft.
Zu den relevanten Makrogrößen zählen
auch die Erwerbstätigenzahlen. Insgesamt
verringert sich die Zahl der im Inland Erwerbstätigen von 39,8 Mio. in 2007 auf
37,0 Mio. in 2020 und 35,7 Mio. in 2030.
Aufgrund der wirtschaftlichen Erholung ab
2010 wird mittelfristig ein Rückgang der
Erwerbslosenquote erwartet. So liegen die
Erwerbslosenquoten sowohl für qualifizierte wie auch für gering qualifizierte Arbeit nach etwa 2020 wieder deutlich unter
dem Niveau von 2007. Dieser Rückgang
der Erwerbstätigkeit in Deutschland hat
primär demographische Ursachen.
Gleichwohl trägt der Dienstleistungssektor den bei weitem größten Anteil zur
gesamtwirtschaftlichen
Wertschöpfung
bei. Bemerkenswert ist schließlich, dass,
bezogen auf die Bruttowertschöpfung, der
Transportsektor das höchste Wachstum
erfährt, was auf eine geringere Fertigungstiefe in der Produktion schließen
lässt. Die aus der wirtschaftlichen Entwicklung sich ableitende Veränderung bei
3.4
Aufbauend auf den hier skizzierten makroökonomischen Tendenzen und den sektoralen Entwicklungen wird die Energienachfrage in der Energieprognose für die
einzelnen Wirtschaftsbereiche szenariospezifisch bestimmt.
Weltweites Angebot und künftige Energiepreise
drei fossilen Brennstoffe Erdöl, Erdgas
und Kohle gedeckt. Von einer Erschöpfung dieser Energierohstoffe, wie auch
von Uran, ist bis 2030 nicht auszugehen.
So würde man mit den heutigen Reserven
an Steinkohle noch rund 130 Jahre die
derzeitige jährliche Fördermenge aufrechterhalten können, bei Braunkohle beträgt
die
Reichweite
sogar
rund
270 Jahre. Die Reserven und Ressourcen
an Kohle sind um ein Vielfaches umfangreicher als die Vorkommen an Erdgas
und Erdöl. Die Reichweite der Reserven
und Ressourcen von Erdgas betragen 60
respektive 140 Jahre. Mit 40 Jahren weisen die Reserven an Öl die kürzeste
Reichweite auf.
Wenngleich diese Energierohstoffe in
den nächsten beiden Jahrzehnten prinzipiell in ausreichendem Maße verfügbar
sind, ist damit zu rechnen, dass deren
Förderung aus vielerlei Gründen zunehmend teurer wird, etwa weil die Rohstoffe
in entlegenen Gebieten gewonnen werden
müssen. Dies hat Auswirkungen auf die
Weltmarktpreise, und somit auf die heimische Energienachfrage. Deshalb geht die
Referenzprognose von einem Anstieg des
realen Ölpreises zwischen 2010 und 2030
aus. Bedenklich ist nicht zuletzt, dass gerade die Vorkommen an Rohöl sich in
starkem Maße auf bestimmte Regionen
der Welt konzentrieren. Der Anteil der
Mitglieder der Organisation der Erdöl exportierenden Länder (OPEC) an den Erdölreserven beläuft sich insgesamt auf
rund 75 %.
46
Auf der Basis dieser Daten wird modellgestützt eine Annahme für die Entwicklung des Rohölpreises abgeleitet, die auf
iterativen Analysen jeweils eines Angebots- und eines Nachfragemodells für den
Weltölmarkt beruht. So geht die Referenzprognose von einem Anstieg des
OPEC-Korb-Preises zwischen 2010 und
2030 von 55 US-$ je Barrel (bbl) auf
75 $/bbl (in Preisen von 2007) aus. Bei
einer unterstellten Inflationsrate von
2,3 % pro Jahr läge der nominale Ölpreis
im Jahr 2030 bei 127 $/bbl. Der OPECKorb-Preis steht dabei stellvertretend für
die Preise der übrigen Ölsorten wie Brent
oder West Texas Intermediate (WTI), die
in der Vergangenheit um einige Dollar
höher lagen.
Aufgrund der Korrelation zwischen den
Preisen für Rohöl und den Preisen anderer
Energieträger steigen mit den Weltmarktpreisen für Öl auch die Grenzübergangsund Verbraucherpreise von Öl, Gas, Kohle
sowie den daraus hergestellten Produkten
wie Benzin oder Heizöl. Nach der Referenzprognose erhöht sich daher beispielsweise der Endverbraucherpreis für Benzin
bis 2030 auf etwa 1,38 Euro/Liter, der
Dieselpreis auf 1,27 Euro/Liter, jeweils
gemessen in Preisen des Jahres 2007. Bei
der angenommenen jährlichen Inflationsrate von 2,3 % würde der Nominalpreis
für
Benzin
im
Jahr
2030
etwa
2,32 Euro/Liter betragen, Diesel immerhin
2,14 Euro/Liter.
Ähnliche
prozentuale
Steigerungen der realen Preise sind auch
bei den vorwiegend zum Heizen verwendeten Energieträgern zu erwarten.
drei fossilen Brennstoffe Erdöl, Erdgas und
Kohle gedeckt (IEA 2008d). Mit weitem
Abstand vor Kohle ist Erdöl weltweit der
bedeutendste Energieträger, während Erdgas zunehmend an Bedeutung gewinnt.
Erdöl trug im Jahr 2006 mehr als ein Drittel zur Befriedigung des Weltenergieverbrauchs bei, Kohle etwa ein Viertel und
Gas rund ein Fünftel.
einem Viertel Kohle und rund einem Fünftel Gas auch in Zukunft wenig ändern.
Wegen der wohl auch künftig essentiellen
Bedeutung von Öl, Gas und Kohle sowie
der Kernbrennstoffe, die derzeit rund 5 %
zur weltweiten Energieversorgung beitragen, stellt sich die Frage, ob eine absolute
Knappheit dieser Rohstoffe, mithin eine
Erschöpfung ihrer Vorkommen, bereits
heute erkennbar ist.
Nach Einschätzungen der Internationalen
Energieagentur (IEA 2008d) werden diese
drei Energierohstoffe auch im Jahr 2030
eine bedeutende Rolle spielen und weiterhin rund vier Fünftel des weltweiten Verbrauchs decken, wenngleich mit geringfügig veränderten Gewichten. So nimmt die
Bedeutung von Öl etwas ab, während der
Anteil von Gas leicht zunimmt. Demnach
wird sich an den weltweiten Anteilen von
knapp einem Drittel Öl, etwas mehr als
Langfristige Verfügbarkeit von Öl, Gas,
Kohle und Uran
Tatsächlich sind die Reserven an Erdöl,
Steinkohle, Uran, vor allem aber an Erdgas, in den vergangenen Jahrzehnten tendenziell
immer
weiter
angestiegen
(Tabelle 3.4). Zwischen 1980 und 2007
haben sich die Erdölreserven beinahe verdoppelt, die Uranreserven stiegen um fast
38 %, während die Reserven an Steinkohle um gute 15 % zulegten.
Tabelle 3.4:
47
Konventionelle Reserven an Energierohstoffen (BGR 2009)
Reserven
Einheit
1980
1990
2000
2007
Erdöl
Mrd. t
89,7
138,1
150,2
157,3
Davon: Nicht-OPEC-Öl
Mrd. t
30,5
36,0
42,5
37,4
Erdgas
Bio. M³
75,3
134,2
161,7
182,8
Steinkohle
Mrd. t
630,8
632,7
753,0
729,5
Braunkohle
Mrd. t
251,1
306,7
183,6
268,9
Uran*
Mio. t
2,4
2,1
3,2
3,3
*) bei einem Uranpreis von unter 130 US$ pro kg
Die Erdgasreserven haben sich in diesem Zeitraum sogar weit mehr als verdoppelt. Damit überstieg beim Erdgas die Höhe der jährlichen Neufunde die Jahresfördermenge in der Vergangenheit zumeist ganz erheblich (BGR 2009). Bemerkenswert ist, dass in der Vergangenheit
nicht nur die Ölreserven der OPEC-Staaten
zugenommen haben, sondern auch die
Reserven der Nicht-OPEC-Staaten.
Die Zunahme des Umfangs der Reserven resultiert daraus, dass dieser der De-
Infobox: Reserven und Ressourcen
Unter Reserven versteht man diejenigen Rohstoffvorkommen, die mit großer
Genauigkeit erfasst sind und mit den derzeitigen technischen Möglichkeiten wirtschaftlich gewonnen werden können (BGR
2008). Von den Reserven streng zu unterscheiden sind die Ressourcen.
Im Falle von Stein- und Braunkohle ist
der Umfang der Ressourcen wesentlich
größer als die Menge der Reserven
(Tabelle 3.5). Gemessen an der Summe
aus Reserven und Ressourcen sind aber
nicht nur Braun- und Steinkohle reichlich
vorhanden. Auch bei Uran und Erdgas sind
finition nach abhängig ist von den jeweiligen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen,
nicht zuletzt von den Rohstoffpreisen. Mit
steigenden Preisen erhöht sich ceteris paribus der Reservenumfang. Ein weiterer
Grund für die Zunahme an Reserven ist,
dass aufgrund verbesserter Fördertechnologien die für Lagerstätten ursprünglich
ausgewiesenen Reservemengen oftmals
nach oben revidiert werden. Darüber hinaus ermöglicht es der technologische Fortschritt, vorhandene Vorkommen tendenziell kostengünstiger zu fördern.
Dies sind nach Definition der BGR
(2008) diejenigen Vorkommen eines Rohstoffs, die entweder geologisch nachgewiesen, aber noch nicht wirtschaftlich
gewinnbar sind, oder aber jene Vorkommen, die zwar nicht nachgewiesen, aber
mit großer Wahrscheinlichkeit aus geologischen Gründen erwartet werden können.
in absehbarer Zeit keine absoluten Knappheiten zu erwarten. Die konventionellen
Reserven und Ressourcen an Erdgas reichen noch für rund 140 Jahre aus, wenn
der jährliche Bedarf sich künftig nicht erhöhen würde.
48
Tabelle 3.5:
Reichweiten der konventionellen Energiereserven und -ressourcen für das Jahr
2007 (BGR 2009)
Einheit
Reserven
Ressourcen
Förderung
Reichweite in Jahren
Reserven
Reserven+
Ressourcen
Erdöl
Mrd. t
157,3
91,5
3,88
40
64
Erdgas
Bio. m3
182,8
239,4
3,01
60
140
Steinkohle
Mrd. t
729,5
15 674,8
5,52
132
2 971
Braunkohle
Mrd. t
268,9
4 075,9
0,98
274
4 433
Uran
Mio. t
3,3
14,2
0,04
82
437
Aus dem ökonomischen Blickwinkel wird
es wohl nicht erst nach der hier ausgewiesenen Reichweite16 der Reserven und Ressourcen von 64 Jahren dazu kommen,
dass Erdöl seine bislang überragende Bedeutung verliert. Vielmehr sorgen die
durch zunehmende Knappheit bedingten
Preisanstiege vermutlich dafür, dass die
Nachfrage nach Erdöl deutlich sinkt, zum
einen durch den effizienteren Einsatz dieses Rohstoffs, aber vor allem durch die
Substitution von Öl durch erneuerbare
Rohstoffe und andere reichlicher vorhandene fossile Energierohstoffe.
Dabei könnte vor allem die Alternative,
Öl durch Kohle zu ersetzen, künftig eine
größere Bedeutung erlangen. So sind Kohleverflüssigungsverfahren, mit deren Hilfe
Treibstoffe hergestellt werden können,
seit nahezu einem Jahrhundert bekannt.
16
Die Reichweite der Reserven und Ressourcen
eines Rohstoffs stellt diese in Relation zur jährlichen Fördermenge dar. Der aus diesem Verhältnis resultierende Wert besagt, wie viele Jahre die
Vorkommen bei unveränderter Förderhöhe reichen würden, wenn diese mit dem Verbrauch des
Rohstoffs beständig abnehmen würden. Während
die Reichweite der Reserven und Ressourcen die
Rohstoffverfügbarkeit eher überschätzen dürfte,
unterschätzt die Reichweite der Reserven bekanntlich die Verfügbarkeitsfrist von Rohstoffen.
So wird die Reichweite der Reserven in der ressourcenökonomischen Literatur gemeinhin als ein
ungeeigneter Früherkennungsindikator für eine
potenzielle Erschöpfung von Rohstoffvorkommen
angesehen (RWI, BGR, ISI 2006).
Es zeichnet sich ab, dass diese Verfahren
künftig in größerem Maßstab als bislang
angewandt werden, vor allem in kohlereichen Ländern wie China oder auch den
USA. In Verbindung mit CCS-Technologien
zur Abscheidung und Speicherung von
Kohlendioxid geht mit diesen Verfahren
nicht notwendigerweise ein höherer Ausstoß an Treibhausgasemissionen einher
als mit der konventionellen Mineralölproduktion auf Erdölbasis.
Neben den mit konventionellen Methoden gewinnbaren Rohstoffvorräten gibt es
nicht-konventionelle Vorkommen, zu denen bei Erdöl die Schwerstöle, Ölsande
und Ölschiefer zählen. Laut BGR (2008)
gibt es große Mengen an solchen nichtkonventionellen Ölvorkommen. Am bekanntesten sind die großen Ölsandvorkommen Kanadas, die in zunehmendem
Maße ausgebeutet werden. Deren Ausbeutung ist mit hohem Energieaufwand
und nicht unbeträchtlichen Umweltauswirkungen verbunden. Auch bei anderen
Energierohstoffen gibt es nicht-konventionelle Vorkommen, etwa Gashydrat oder
Gas aus Aquiferen bei Erdgas und Flözgas
bei Kohle.
Auf Basis der hier zusammengefassten
empirischen Daten der Bundesanstalt für
Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR
2009) ist eine Verknappung von Gas, Uran
sowie Braun- und Steinkohle bis zum Jahr
2030 nicht erkennbar. Diese Einschätzung
wird von anderen Institutionen wie etwa
der Internationalen Energieagentur geteilt
(IEA 2008d). Die von diesen Institutionen
ausgewiesenen Mengen an konventionellen wie auch an nicht-konventionellen
Energievorkommen verdeutlichen, dass
die unbestreitbare Endlichkeit fossiler
Rohstoffe bis zum Jahr 2030 allenfalls geringe Einschränkungen hinsichtlich der
grundsätzlichen Verfügbarkeit dieser vier
Rohstoffe beinhalten sollte.
Bei Erdöl hingegen äußert sich die BGR
(2009) skeptischer: Würde die Produktion
von Rohöl aus Ölsanden und Schwerstölen
sowie aus Erdgaskondensat ignoriert, wäre eine Steigerung der Produktion auf Basis der heute bekannten Vorräten über
das Jahr 2023 hinaus nicht möglich (BGR
2009). Dieses Bild ändert sich, wenn die
Reserven an Ölsanden und Schwerstölen
sowie die Ölproduktion aus Erdgaskondensat berücksichtigt wird: Dies führt zu einer
Verschiebung der maximalen Erdölförderung in die Zeit zwischen 2030 und 2035
(BGR 2009).
Für keinen anderen Rohstoff fallen die
vorliegenden Einschätzungen indessen
Infobox: Peak-Oil
Nach der Peak-Oil-Hypothese wird die
jährliche weltweite Erdölförderung in einem der kommenden Jahrzehnte ein Allzeitmaximum annehmen, von dem ab die
weitere Förderung tendenziell absinken
sollte. Grundlage dieser Hypothese sind
die sogenannten Hubbertkurven, benannt
nach dem Geologen Marion King Hubbert,
die in vereinfachender Weise den Verlauf
der Förderung bei einzelnen Ölfeldern
beschreiben.
49
unterschiedlicher aus als für Erdöl. So
geht der US Geological Survey (USGS
2000) von einem Gesamtpotenzial an
Rohöl aus, das um rund ein Viertel höher
liegt als der von der BGR (2009) ausgewiesene Wert. Campbell (2008) weist hingegen ein sehr niedriges Gesamtpotenzial
an Ölvorkommen aus, das sich ganz erheblich unterhalb des Wertes der BGR
befindet. Allerdings erwiesen sich sämtliche früheren Einschätzungen von Campbell (1997, 2002, 2006) als viel zu pessimistisch, während der BGR-Wert eher im
Mittelfeld der Einschätzungen aller vorliegenden Studien zu finden ist.
Ungeachtet dessen ist damit zu rechnen, dass die Rohstoffförderung zunehmend teurer wird, etwa weil die Rohstoffe
in entlegenen Gebieten gewonnen werden
müssen. Dies hat Auswirkungen auf die
Weltmarktpreise und somit auf die heimische Energienachfrage. Mitunter deshalb
geht die Referenzprognose von einem Anstieg des realen Ölpreises zwischen 2010
und 2030 aus. Bedenklich ist nicht zuletzt,
dass die Vorkommen an Rohöl sich in
starkem Maße auf die Mitglieder der Organisation der Erdöl exportierenden Länder
(OPEC) konzentrieren. Der Anteil der
OPEC an den Erdölreserven beläuft sich
insgesamt auf rund 75 %.
Demnach steigt die Förderung bei einem neu erschlossenen Ölfeld sukzessive
an, bevor sich etwa bei Erreichen der
Hälfte der Vorkommen des Feldes das
Fördermaximum einstellt. Anschließend
sinkt die Förderung bis zur Erschöpfung
des Feldes ab. Dieser als symmetrisch angenommene Verlauf kann demnach durch
eine Glockenkurve beschrieben werden.
Ausgehend von diesen geophysikalisch
begründbaren Vorstellungen wird bei der
Peak-Oil-Hypothese angenommen, dass
50
der intertemporale Förderverlauf eines
ganzen Landes, ja sogar weltweit, einen
ebenso glockenförmigen Verlauf hätte wie
es bei einem einzelnen Ölfeld der Fall sei.
Im Idealfall könnte auf dieser Basis der
künftige Verlauf der weltweiten Erdölproduktion einschließlich des Maximums
(Peak) aus dem bisherigen Produktionsverlauf durch Anpassung einer Glockenkurve vorhergesagt werden.
Darüber hinaus ist auch zweifelhaft, ob
der Förderverlauf einzelner Ölfelder durch
eine symmetrische Glockenkurven korrekt
beschrieben wird. Durch Verfahren zur
Verbesserung der Ausbeutung einer Lagerstätte (enhanced oil recovery) wird
insbesondere der Rückgang der Ölgewinnung verlangsamt, sodass der glockenförmige Verlauf nicht symmetrisch ausfällt.
Allerdings sind die Berechnungen, Darstellungen, Definitionen und Ausgangsdaten verschiedener Peak-Oil-Modelle uneinheitlich, wodurch sich ein großes Spektrum an Produktionsverläufen ergibt (BGR
2009).
Schließlich ist die in der Peak-OilHypothese vertretene Sichtweise rein angebotsorientiert und lässt die Nachfrage
nach Erdöl außeracht. Aus ökonomischer
Perspektive könnte das Absinken der globalen Rohölförderung nach Erreichen eines, nur ex-post feststellbaren Allzeithochs aber ebenso gut durch einen Rückgang der Nachfrage veranlasst sein wie
durch eine Einschränkung des weltweiten
Angebots.
So sind sich die unterschiedlichen Studien insbesondere nicht darin einig, zu
welchem Zeitpunkt das Maximum der
weltweiten Ölförderung erreicht sein wird.
Während die ASPO (2008) diesen Zeitpunkt bereits in den nächsten Jahren für
gekommen sieht, steigt nach Edwards
(2001) die globale Produktion an konventionellem und nicht-konventionellem Erdöl
noch bis 2030 an. Besonders optimistisch
ist Odell (2000), der den zugehörigen
Peak auf 2070 taxiert. Ohne von einer
Glockenkurve
auszugehen,
erwarten
schließlich IEA (2008a) und EIA (2008),
dass die globale Produktion an konventionellem und nicht-konventionellem Erdöl
bis 2030 tendenziell ansteigen wird.
Ungeachtet der Uneinigkeit über den
Zeitpunkt des Auftretens des Peaks sind
generelle Zweifel an der Peak-Oil-Hypothese angebracht. So sollte allein aus mathematischen Gründen die globale Produktionsfunktion keinen glockenförmigen Verlauf haben, da die Aggregation bzw. Umhüllende von einzelnen Glockenkurven
nicht notwendigerweise wieder eine Glockenkurve ergibt.
So ist insbesondere damit zu rechnen,
dass durch die Substitution von Rohöl,
etwa bei den Antriebstechnologien im Verkehr, der Peak der Ölförderung nachfragebedingt deutlich vor dem von Odell
(2000) erwarteten Jahr 2070 erreicht
wird.
Da sowohl nachfragetreibende als auch
–senkende Faktoren von träger Natur
sind, ist zudem davon auszugehen, dass
die Höhen der globalen Ölproduktion eher
plateauartig verlaufen als zugespitzt mit
einem anschließenden starken Abfall.
Dass nach wie vor der Peak-Oil-Hypothese Bedeutung beigemessen wird, hat
unter anderem damit zu tun, dass die
Vorhersagen von Hubbert zum Verlauf der
Erdölproduktion in den USA scheinbar zugetroffen haben. Dabei wird allerdings
häufig ignoriert, dass das Erreichen des
Höhepunkts der US-Ölproduktion gegen
Ende der 60er Jahre weniger dem Zuneigegehen der dortigen Vorkommen geschuldet ist (Ströbele 1987).
Vielmehr war es für die USA ökonomisch sinnvoller, vermehrt kostengünstig
gewinnbares Rohöl aus Saudi-Arabien und
anderen Ländern des Nahen Ostens zu
importieren anstatt auf teurere Art und
Rohölpreise
Die für die Energieprognose 2009
zugrunde gelegten Annahmen über die
künftigen Ölpreise basieren auf einer modellgestützten Analyse möglicher angebots- und nachfrageseitiger Entwicklungen
auf dem Weltölmarkt und ihrer Einflüsse
auf den Ölpreis. Zur Beschreibung der
Angebotsseite wird das Ölmarktmodell
LOPEX (Long-term Oil Price and EXtraction) benutzt (Rehrl, Friedrich 2006), während die Nachfrage nach Öl mit dem den
Globus abdeckenden Energiesystemmodell
TIAM-IER (TIMES Integrated Assessment
Model) (Remme, Blesl 2008) abgebildet
wird.
Mit diesen beiden Modellen werden in
konsistenter Weise fundamentale Faktoren
berücksichtigt, die Einfluss auf den Ölpreis
und seine Entwicklung haben (Remme et
al. 2008). Hierzu zählen auf der Angebotsseite die Endlichkeit der Ölvorkommen
und zeitliche Einschränkungen bei der Bereitstellung von Öl. Weiterhin werden
Möglichkeiten zur Steigerung der Ausbeuterate konventioneller Ölfelder (Enhanced
Oil Recovery) und die verstärkte Nutzung
unkonventioneller Ölvorkommen berücksichtigt. Zudem wird die Konkurrenz von
Mineralölprodukten mit synthetisch hergestellten Kraftstoffen (Kohle- oder Erdgasverflüssigung) oder Biokraftstoffen abgebildet.
51
Weise zusätzliches Öl im Inland zu fördern. Alles in allem ist die Peak-OilHypothese in die Kategorie statistischer
Artefakte einzuordnen, die einer fundierten ökonomischen Theorie entbehren und
stattdessen ihren Ursprung in einer Mischung aus Plausibilitätsüberlegungen
und scheinbar passenden empirischen Beobachtungen haben.
Nicht zuletzt wird das Kartellverhalten
der OPEC auf dem Ölmarkt simuliert. Auf
der Nachfrageseite werden Einspar- und
Substitutionsmöglichkeiten technologisch
detailliert dargestellt. Faktoren, die für die
hohe Volatilität der Ölpreisentwicklung
kurzfristig bedeutsam sind, können nicht
erfasst werden, da diese sich mangels
empirischer Informationen einer quantitativen Analyse entziehen.
Die Ergebnisse dieser Analysen weisen
eine große Bandbreite für die Ölpreise auf,
die von 60 bis über 150 $2007 je Barrel
(bbl) für das Jahr 2030 reicht (Remme et
al. 2009). Die große Bandbreite ist der
unterschiedlichen Intensität geschuldet,
mit der die genannten Faktoren zu verschieden Zeitpunkten wirken können.
So ergibt sich der untere Preispfad unter der Annahme, dass neben Verbesserungen in der Ausbeute konventioneller Ölfelder und der verstärkten Nutzung unkonventioneller Ölvorkommen und alternativer Kraftstoffe eine stärkere Substitution von Mineralöl durch Strom erfolgt, sowohl in der Industrie als auch im Verkehrssektor. Es ist jedoch davon auszugehen, dass nicht alle diese den Preis dämpfenden Faktoren gleichzeitig ihre Wirkung
entfalten können.
Aus diesen Überlegungen werden zwei
Varianten abgeleitet, ein Preispfad für die
52
Referenzprognose und ein Preispfad „Hohe
Ölpreise“. Für die Referenzprognose wird
davon ausgegangen, dass der reale OPECKorb-Preis17 bis 2030 auf 75 $2007/bbl steigt
(Tabelle 3.6). Demnach liegt der Ölpreis im
Jahr 2030 um rund 40 $2007/bbl höher als
in den Jahren 2000-2004.
Der OPEC-Korb-Preis steht dabei stellvertretend für die Preise der übrigen Ölsorten wie Brent oder West Texas Intermediate (WTI), die in der Vergangenheit
um einige Dollar höher lagen.
Berücksichtigt man die Inflation mit einer
Rate von 2,3 % pro Jahr, welche auch im
World Energy Outlook 2008 unterstellt
wird (IEA 2008d), ergibt sich ein nominaler Preis von 127 $/bbl im Jahr 2030. Zum
Vergleich: Der Jahresdurchschnittspreis für
2007 lag bei rund 69 $2007/bbl.
Bei den in Tabelle 3.6 dargestellten Annahmen zu den künftigen Preisen handelt
es sich bis auf das Jahr 2030 um Mittelwerte über 5 Jahre. So wird für 2010 bis
2014 ein 5-Jahres-Mittelwert von nominal
66 US-Dollar für OPEC-Öl angenommen.
Dieser Wert liegt einerseits unter der Zielvorstellung der OPEC von 75 US-Dollar. In
dieser Annahme spiegelt sich die Überzeugung wider, dass die OPEC ihre Marktmacht, ebenso wie in der Vergangenheit,
nicht vollständig ausspielen kann.
Andererseits liegt der Wert von 66 USDollar deutlich über den im ersten Quartal
2009 zu beobachtenden Preisen für OPECÖl, die in diesem Zeitraum um die Marke
von 40 $/bbl schwankten. Die Differenz
17
Im OPEC-Korb sind 12 wichtige Ölsorten vereinigt. Deren Qualität ist geringer als die der Sorten
Brent und West Texas Intermediate (WTI). Dieser
Qualitätsunterschied hat sich in der Vergangenheit in den Preisen niedergeschlagen: Die Preise
von Brent und WTI sind in der Regel höher als die
des OPEC-Korbs, in den vergangenen Jahren etwa
um 3 bis 4 US-Dollar.
resultiert aus der Annahme, dass die Ölpreise bei den ersten Anzeichen einer
weltwirtschaftlichen Erholung wieder ansteigen.
Es wäre äußerster Zufall, wenn die
künftigen Jahresdurchschnittswerte mit
den in Tabelle 3.6 dargestellten 5-JahresMittelwerten übereinstimmen würden: Die
Wahrscheinlichkeit, einen Jahresmittelwert
oder gar einen Tageswert Jahre im Voraus
mit einer geringfügigen Abweichung von
einigen wenigen US-Dollar vorherzusagen,
ist gering. Wäre dem nicht so, könnte
man auf Dauer mit entsprechenden Prognosen enorme Summen verdienen.
So sollte es purer Zufall gewesen sein,
wenn jemand den starken Anstieg des
Ölpreises bis auf knapp unter 150 USDollar im Sommer 2008 auf wenige Dollar
genau vorhergesagt hätte. Dies wäre allein aufgrund der hohen Volatilität der
Preise sehr unwahrscheinlich. Umkehrt
darf aus einer vorübergehenden Preisspitze, so lehrt die Erfahrung des Jahres
2008, nicht vorschnell darauf geschlossen
werden, dass die hier angenommenen
Werte für den 5-Jahreszeitraum von 2010
bis 2014 verfehlt wären. Ein solches Urteil
gestattet sich erst im Rückblick ab dem
Jahr 2015.
Der Preispfad „Hohe Ölpreise“, der den
Unsicherheiten bezüglich der Entwicklung
des Ölpreises Rechnung tragen soll, geht
davon aus, dass der Ölpreis bis 2030 die
Marke
von
100 $2007/bbl
erreicht
(Tabelle 3.6). Nominal entspricht dies bei
der unterstellten mittleren Inflationsrate
von 2,3 % einem Preis von 169 $/bbl.
Zur Einordnung dieser Annahmen über
die Ölpreisentwicklung veranschaulicht
Abbildung 3.10, dass viele der bisherigen
Rohölpreisprognosen sich nicht nur an
historischen Trends, sondern insbesondere
53
am Ölpreisniveau zum Zeitpunkt der Prognose orientierten. Dies wird besonders
deutlich an den Prognosen vom Dezember
Tabelle 3.6:
1981 und
1998).
Juli
1984
(Schrattenholzer
Annahmen zur Entwicklung der Rohölpreise des OPEC-Korbs
Reale Preise in US $2007/bbl
Preispfad
Nominale Preise in US $/bbl
Referenzprognose „Hohe Ölpreise“ Referenzprognose „Hohe Ölpreise“
2010-2014
58
66
66
75
2015-2019
66
80
82
100
2020-2024
71
90
99
127
2025-2029
74
97
116
153
2030
75
100
127
169
Spotpreis
140
Dez-81
Jul-84
120
Jan-87
Rohölpreis [$ 2008/bbl]
Jan-90
100
Jan-93
Jan-96
Jan-97
80
WEO-06
WEO-07
60
WEO-08
40
20
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
1970
0
Abbildung 3.10: Verschiedene Ölpreisprognosen in realen Preisen (Schrattenholzer 1998, IEA2006,
IEA 2007, IEA 2008d, EIA 2008)
Grenzübergangs- und
preise in Deutschland
Verbraucher-
Ausgehend von diesen Ölpreisannahmen können Aussagen für die Grenzübergangspreise von Rohöl, Erdgas und Stein-
kohle sowie für die Verbraucherpreise von
Kraftstoffen, Heizöl und Erdgas gewonnen
werden, indem ausgenutzt wird, dass es
eine hohe Korrelation zwischen diesen
Preisen und dem Weltmarktpreis für Rohöl
54
gibt, von der auch für die Zukunft ausgegangen wird.
Änderung der Rohölpreise nahezu 1 zu 1
in den Nettobenzinpreisen nieder.
Dieser empirisch zu beobachtende Zusammenhang ist höchst ökonomischer und
somit kausaler Natur: Zum einen sind
Rohöl, Erdgas und Steinkohle Substitute,
zumindest langfristig betrachtet, sodass
der Weltmarktpreis für Rohöl nicht nur
den Grenzübergangspreis für importiertes
Rohöl, sondern auch die Grenzübergangspreise für Erdgas und Steinkohle beeinflussen sollte. Zum anderen hat der Preis
für den Input Rohöl einen nicht unwesentlichen Einfluss auf die Preise der daraus
hergestellten Produkte wie Benzin und
Diesel.
Auch für die Grenzübergangspreise für
Erdgas ist eine relativ hohe Korrelation
mit den Rohölpreisen zu verzeichnen.
Durch die Bindung an den Ölpreis spiegeln
die heutigen Gaspreise die potenzielle
Marktmacht der OPEC wider. Es ist fraglich, ob ein Gaskartell wie das Forum der
Gas exportierenden Länder (Gas Exporting
Countries Forum, GECF), das im Dezember 2008 offiziell gegründet wurde, in der
Lage wäre, signifikante Aufschläge auf die
derzeitigen Preise zu verlangen.
In der Tat sind die (einheitslosen) Korrelationskoeffizienten zwischen den Weltmarktpreisen für Rohöl und den um Steuern bereinigten Verbraucherpreisen (Nettopreise) für Haushalte und Industrie ausnahmslos hoch (Tabelle 3.7).
Verglichen mit dem Maximalwert von 1,
den der Korrelationskoeffizient als statistisches Maß für den linearen Zusammenhang zweier Größen höchstenfalls annehmen kann, bedeutet der Wert von rund
0,89 für Benzin eine sehr starke Korrelation zwischen den Rohöl- und den Nettobenzinpreisen. Demnach schlägt sich eine
Tabelle 3.7:
Es sollte zudem wenig überraschen,
dass der Zusammenhang zwischen den
Weltmarkt- und Grenzübergangspreisen
für Rohöl ebenfalls hoch ist, wohingegen
die Korrelation zwischen den Weltmarktpreisen für Rohöl und dem Grenzübergangspreis für Steinkohle mit einem Wert
von etwa 0,58 vergleichsweise niedrig
ausfällt (Tabelle 3.7).
Nicht zuletzt aufgrund der Kopplung an
die Rohölpreise in den sehr langfristigen
Gaslieferverträgen sind bei den Nettoverbraucherpreisen für Gas ähnlich hohe
Korrelationskoeffizienten festzustellen wie
für die auf Rohöl basierenden Produkte
Benzin und Diesel.
Korrelationen zwischen den Jahresmittelwerten der Rohöl- und Grenzübergangsbzw. Nettoverbraucherpreise während der vergangenen drei Jahrzehnte (BFT 2008,
Kohlenstatistik 2009)
Grenzübergangspreise
Haushalte
Industrie
Öl
0,850
Benzin
0,885
Leichtes Heizöl
0,875
Gas
0,614
Diesel
0,793
Schweres Heizöl
0,832
Steinkohle
0,575
Heizöl
0,880
Gas
0,768
Gas
0,856
55
derate Auswirkungen auf den Energieverbrauch.
Unter Zuhilfenahme der hier dargestellten Korrelationskoeffizienten und ausgehend von den getroffenen Rohölpreisannahmen können die künftigen Grenzübergangspreise sowie die Endverbraucherpreise ermittelt werden. Dazu wird die Annahme getroffen, dass die Mehrwert- sowie die Mineralölsteuer nicht weiter angehoben werden. Tatsächlich sieht das geplante Energiesteuergesetz bis 2014 auch
keine weitere Erhöhung der Mineralölsteuern auf Benzin und Diesel vor (Abschnitt 2.2). Aber selbst wenn diese Steuern angehoben würden und auch die
Mehrwertsteuer um einige Prozentpunkte
erhöht würde, wären die daraus resultieren Preissteigerungen gering im Vergleich
zu den unterstellten Rohölpreissteigerungen und hätten verglichen damit nur mo-
Die Güte des verwendeten Verfahrens
zur Ermittlung der künftigen Grenzübergangs- und Verbraucherpreise für Energie
kann anhand der dafür in der Vergangenheit zu beobachtenden Werte empirisch
überprüft werden. Während es für die
Nettobenzinpreise aufgrund ihrer sehr
hohen Korrelation mit den Rohölpreisen
nicht weiter überraschend ist, dass die
geschätzten und die tatsächlich zu verzeichnenden Werte nahe beieinander liegen (Abbildung 3.11), stimmen auch die
Schätzwerte für die für die Haushalte in
der Vergangenheit zu registrierenden Nettoerdgaspreise mit den tatsächlichen Werten gut überein.
Euro 2007 / Liter
Euro 2007 / kWh
1,60
0,16
1,40
0,14
1,20
0,12
1,00
0,1
0,80
0,08
0,60
0,06
Beobachtungswerte Benzin
Schätzwerte Benzin
0,40
0,04
Beobachtungswerte Gas
0,20
0,02
Schätzwerte Gas
0
0,00
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
Abbildung 3.11: Preisentwicklungen für Benzin und Gas
Unter der Annahme, dass die historischen Korrelationen fortbestehen, können
auch Einschätzungen über die künftigen
Grenzübergangspreise für Rohöl, Erdgas
und Kraftwerkskohle gewonnen werden.
Während für Rohöl und Erdgas tatsächlich
so vorgegangen wurde, wird bei Kraftwerkskohle davon ausgegangen, dass die
Pönalisierung des CO2-Ausstoßes in Folge
des Emissionshandels, welcher in vielen
Ländern zunehmend eine Rolle spielen
wird (Abschnitt 2.1), zu einer Dämpfung
56
die Zukunft von einem Preisabschlag gegenüber jenen Werten ausgegangen, die
sich aus der historischen Korrelation der
Rohöl- und Grenzübergangspreise ergäben. So wird angenommen, dass die
Grenzübergangspreise für Kraftwerkskohle
zwischen 2007 und 2030 von 68 auf
72 €2007/t SKE anziehen (Tabelle 3.8).
der weltweiten Nachfrage nach Steinkohle
gegenüber dem bislang zu verzeichnenden
Trend führen könnte.
Bereits in der Vergangenheit sind die
Grenzübergangspreise für Kraftwerkskohle
im Vergleich zu den Rohölpreisen unterproportional gestiegen. Wegen der erwartenden Dämpfung der Nachfrage wird für
Tabelle 3.8:
Grenzübergangspreise (Kohlenstatistik 2008, eigene Berechnungen)
2010-
2015-
2020-
2025-
Einheit
2000
2007
2014
2019
2024
2029
2030
Rohöl
€2007/bbl
37
52
42
46
49
51
52
nominal
€/bbl
31
52
47
58
69
80
87
Erdgas
€2007/MWh (Ho)
14
22
17
19
20
20
21
nominal
€/MWh (Ho)
11
22
20
24
28
32
35
Kraftwerkskohle
€2007/t SKE
50
68
60
65
70
71
72
nominal
€/t SKE
42
68
64
78
94
107
121
Um darzustellen, welche nominalen
Preise mit den Annahmen zu den künftigen realen Energiepreisen einhergehen,
wird wie im World Energy Outlook 2008
(IEA 2008d) von einer künftigen jährlichen
Inflationsrate von 2,3 % ausgegangen.
Diese ist unwesentlich höher als die in
Deutschland seit 1990 im Mittel zu verzeichnende Inflationsrate von rund 2,1 %
pro Jahr. Während sicherlich trefflich darüber gestritten werden kann, ob die Rate
von 2,3 % für die Zukunft nicht zu niedrig
ausfällt, sollte bedacht werden, dass diese
Annahme keine Rolle für die Energieprognose 2009 spielt. Einzig und allein entscheidend sind die realen Energiepreise.
Entsprechend der Annahmen über künftig real steigende Rohölpreise ergeben die
Analysen tendenziell weiter ansteigende
Verbraucherpreise. So würden sich die
Benzinpreise nominal von durchschnittlich
1,33 €/Liter im Jahr 2007 auf rund
2,30 €/Liter im Jahr 2030 erhöhen
(Tabelle 3.9).
Für die künftigen Dieselpreise wird angenommen, dass sich der Unterschied
zwischen den Mineralölsteuern für Benzin
und Diesel, der derzeit bei rund 18,5 Cent
je Liter liegt, in den nominalen Preisen
widerspiegeln wird: Während somit − wie
für das Jahr 2000 − auch künftig von einer Differenz von 18 Cent zwischen den
nominalen Benzin- und Dieselpreisen ausgegangen wird, schmilzt der Unterschied
bei den realen Preisen langsam ab, auf
rund 11 Cent je Liter im Jahr 2030.
Damit wird die 2008 zu beobachtende
Angleichung der Tankstellenpreise für
Benzin und Diesel lediglich als eine vorübergehende Episode angesehen, die sich
künftig mit einer wieder überproportional
steigenden weltweiten Nachfrage nach
Diesel
und
anderen
Mitteldestillaten
durchaus wiederholen könnte, aber nicht
von Dauer ist, da die Preissignale für eine
Erhöhung der Raffineriekapazitäten sorgen.
Tabelle 3.9:
57
Rohöl- und Endverbrauchspreise für Haushalte (BP 2008, BFT 2008, BMWi 2008,
eigene Berechnungen)
2010
2015
2020
2025
Einheit
2000
2007
-2014
-2019
-2024
-2029
2030
Öl (OPEC-Korb)
$2007/bbl
34,9
69,1
58
66
71
74
75
nominal
$/bbl
28,5
69,1
66
82
99
116
127
Benzin
€2007/Liter
1,11
1,33
1,29
1,33
1,35
1,37
1,38
nominal
€/Liter
0,98
1,33
1,44
1,67
1,90
2,16
2,32
Diesel
€2007/Liter
0,90
1,17
1,13
1,18
1,21
1,25
1,27
nominal
€/Liter
0,80
1,17
1,26
1,49
1,72
1,98
2,14
Leichtes Heizöl
€2007/Liter
0,46
0,58
0,60
0,57
0,61
0,63
0,65
nominal
€/Liter
0,41
0,58
0,61
0,74
0,87
1,01
1,09
Gas
Ct2007/kWh (Ho)
5,14
7,75
7,57
7,42
7,63
7,76
7,85
nominal
Ct/kWh (Ho)
4,57
7,75
8,14
9,44
10,82
12,30
13,24
Mit den steigenden Rohölpreisen erhöhen sich nicht nur die Heizöl- und Gaspreise für die privaten Haushalte, sondern
auch für Industriekunden. So ergibt sich
für Industriekunden nominal ein Erdgaspreisanstieg um etwas mehr als 80 %,
Tabelle 3.10:
von 32 €/MWh im Jahr 2007 auf
58 €/MWh im Jahr 2030 (Tabelle 3.10).
Darin sind die von den Industriekunden zu
zahlenden Energiesteuern, nicht aber die
Mehrwertsteuer enthalten.
Verbraucherpreise für Industriekunden (ohne Mehrwertsteuer, BMWi 2008, Kohlenstatistik 2008, eigene Berechnungen)
2010
2015
2020
2025
Einheit
2000
2007
-2014
-2019
-2024
-2029
2030
Leichtes Heizöl
€2007/Tonne
452
560
465
503
530
547
554
nominal
€/Tonne
371
560
522
632
747
863
936
Schweres Heizöl
€2007/Tonne
205
273
249
270
285
294
298
nominal
€/Tonne
172
273
279
339
401
464
503
Gas
€2007/MWh (Ho)
23
32
31
32
33
34
34
nominal
€/MWh (Ho)
19
32
35
40
47
53
58
58
3.5
Fahr- und Verkehrsleistungen im Personen- und im Güterverkehr
Die Erhöhung der Zahl der Haushalte
wird für eine weitere Erhöhung der Fahrleistung aller Personenverkehrsmittel
bis 2020 sorgen. Diese Prognose der
künftigen Mobilitätsnachfrage basiert auf
einem zweistufigen ökonometrischen Modell, das auf Basis der empirischen Daten
des Deutschen Mobilitätspanels (1997 2008) geschätzt wurde. Mit einer Zunahme auf rund 615 Mrd. Kilometer im
Jahr 2020 bzw. um rund 6,8 % gegenüber 2007 tragen Pkw trotz real steigender
Kraftstoffpreise
den
bedeutendsten Teil dazu bei.
Die Güterverkehrsleistung ist eng
mit der volkswirtschaftlichen Produktion
verknüpft. Die Finanzkrise wirkt sich daher unmittelbar auf die Nachfrage nach
Transportdienstleistungen aus. So wird in
der Referenzprognose für 2010 von einer
Verringerung des Güterverkehrsaufkommens auf rund 3,52 Mrd. t ausgegangen.
Im Vergleich zu 2007 entspricht dies einem Rückgang von 3 %. Die erwartete
wirtschaftliche Erholung wird danach wieder für eine Zunahme des Güterverkehrsaufkommens sorgen, laut Referenzprognose auf annähernd 4 Mrd. t bis 2030.
Dies ist vor allem in der weiter zunehmenden Zahl an Haushalten und der dadurch bedingt wachsenden Anzahl an Pkw
begründet. Bis 2030 fällt die Fahrleistung
von Pkw auf etwa das Niveau von 2010
ab, vorwiegend aufgrund des für diesen
Zeitraum angenommenen Bevölkerungsrückgangs.
Die durchschnittliche Beförderungsstrecke steigt kontinuierlich, auf 221 Kilometer im Jahr 2030. Daher wird die Güterverkehrsleistung − das Produkt aus zu
transportierender Tonnage und durchschnittlicher Beförderungsweite − stetig
steigen. Mit rund 880 Mrd. tkm im Jahr
2030 beträgt die Zunahme der Güterverkehrsleistung gegenüber 2007 rund
55 %. Die Ausweitung der Güterverkehrsleistung fällt für die einzelnen Verkehrsmittel unterschiedlich aus. Während der
Anteil der auf die Bahn entfallenden Tonnenkilometer im Vergleich zu 2007 als nahezu konstant eingeschätzt wird, nimmt
der Anteil der auf den Straßengüterverkehr entfallenden Güterverkehrsleistung
zu Lasten der Binnenschifffahrt zu.
Für die Fahrleistungen mit Pkw, aber
auch mit Bus und Bahn ist von Bedeutung, ob ein Haushalt in der Stadt oder
auf dem Land wohnt. Deshalb wurde hier
eine nach Stadt und Land differenzierte
Haushaltsprognose vorgenommen.
Nach der Referenzprognose wird sich
die Fahrleistung mit Bussen und Bahnen
bis 2020 um jeweils mehr als 9 % gegenüber 2007 erhöhen. Bis 2030 ist eine Zunahme der Fahrleistung um jeweils mehr
als 14 % zu erwarten.
Die Nachfrage privater Haushalte nach
Mobilität und das Aufkommen an zu transportierenden Gütern haben einen bedeutenden Einfluss auf die Energienachfrage.
Auf den Verkehrssektor entfallen annähernd 30 % der Energienachfrage in
Deutschland.
Vor diesem Hintergrund untersucht dieser Abschnitt den Einfluss der maßgeblichen Determinanten auf die von privaten
Haushalten mit Pkw, Bus und Bahn jährlich zurückgelegte Wegstrecke.
Um konsistent zu bleiben, wird hierfür
dieselbe, hier eigens durchgeführte Bevölkerungs- und Haushaltsprognose zugrunde gelegt, die auch zur Schätzung des
Endenergieverbrauchs des Sektors Private
Haushalte unterstellt wurde (Abschnitt
3.1). Dabei werden Aspekte der zukünftigen regionalen Verteilung der Haushalte
berücksichtigt, sowie auch Effekte der Einkommensentwicklung auf die Ausstattung
mit Pkw.
Die Erarbeitung einer eigenständigen
Haushaltsprognose war nicht zuletzt deshalb erforderlich, weil keine amtliche Vorhersage bis zum Jahr 2030 vorliegt, die
regional differenziert ist. Gerade Regionalaspekte spielen aber bei der Schätzung
der künftigen Entwicklung des Individualverkehrs eine bedeutende Rolle.
Anstatt regional differenzierter Haushaltsaspekte steht bei der Prognose der
Güterverkehrsleistung die wirtschaftliche
Entwicklung im Vordergrund. Ausgehend
von der in Abschnitt 3.3 dargestellten
wirtschaftlichen Entwicklung werden anschließend das Transportaufkommen und
die Güterverkehrsleistung hergeleitet. Dabei wird sich an den offiziellen Verkehrprognosen des Bundesministeriums für
Verkehr,
Bau
und
Stadtentwicklung
(BMVBS) orientiert, aber im Gegensatz
dazu die Finanzkrise und ihre Auswirkungen auf die Entwicklung des Bruttoinlandsprodukts berücksichtigt.
Pkw-Fahrleistung
Basierend auf den Daten des Deutschen
Mobilitätspanels (MOP 2009), einer seit
1996
jährlich
durchgeführten
Verkehrserhebung, wird zur Erklärung der
Pkw-Fahrleistung individueller Haushalte
zu privaten und gewerblichen Zwecken im
ersten Schritt ein Probit-Modell zur Erklärung des Pkw-Besitzes und im zweiten
59
Schritt ein ökonometrisches Panelmodell
zur Modellierung der Pkw-Fahrleistung
geschätzt. Schließlich werden die für verschiedene
Haushaltstypen
ermittelten
durchschnittlichen
Pkw-Fahrleistungen
unter Berücksichtigung der verschiedenen
wirtschaftlichen und demographischen Annahmen zu einer Gesamtfahrleistung
hochgerechnet. Die weitaus bedeutendste
Größe ist dabei die Entwicklung der Zahl
der Haushalte.
Datenbasis
Die jährlich für das Mobilitätspanel gezogene Stichprobe ist bevölkerungsrepräsentativ quotiert und nach Merkmalen wie
Haushaltstyp und Pkw-Besitz geschichtet.
Mit etwa 7 800 Beobachtungen stehen
Informationen zu mehreren tausend Haushalten zur Verfügung, wobei diese in bis
zu 3 aufeinanderfolgenden Jahren zu PkwVerfügbarkeit, Merkmalen wie Hubraum
oder Alter und Fahrverhalten, -leistungen
usw. befragt werden.
Darüber hinaus werden die wichtigsten
sozioökonomischen Charakteristika auf Individual- und Haushaltsebene erfragt. Bemerkenswert ist, dass die Durchschnittspreise für Benzin, die aus den regional
sehr differenzierten Daten des MOP durch
Mittelung gewonnen werden können, mit
den von Aral veröffentlichten jährlichen
Durchschnittswerten nahezu perfekt übereinstimmen.
Fahrleistung
Zur Schätzung der Einflüsse maßgeblicher Faktoren, wie etwa der Haushaltsgröße oder der Benzinpreise, auf die Fahrleistung wurde ein Panelregressionsansatz
verwendet. Dieser basiert im Prinzip auf
der klassischen Methode der Kleinsten
Quadrate, nutzt aber aus, dass für die
60
Haushalte in der Regel mehrere Beobachtungen für aufeinanderfolgende Jahre vorliegen.
Vor allem von Bedeutung sind nach den
Schätzergebnissen die statistisch signifikanten Benzinpreise sowie einige Pkwund Haushaltscharakteristika. Die Haushaltscharakteristika berücksichtigen unter
anderem, ob ein Haushalt in einem städtischen Ballungsraum oder in einer eher
ländlichen Region angesiedelt ist. Die
Pkw-Charakteristika beinhalten insbesondere den spezifischen Kraftstoffverbrauch.
Nach den Schätzergebnissen erhöht jedes zusätzlich von einem Haushalt angeschaffte Auto dessen monatliche Fahrleistung um rund 770 Kilometer. Dies entspricht bei einer mittleren monatlichen
Fahrleistung von 1 570 km knapp 50 %
der mit dem Pkw im Schnitt pro Monat
zurückgelegten Strecke.
Jedes zusätzlich fahrberechtigte Haushaltsmitglied erhöht die monatliche Fahrleistung um knapp 140 km bzw. um 9 %.
Bei einem Anstieg der Benzinpreise um 10
Cent je Liter verringert sich hingegen die
monatlich zurückgelegte Strecke um ca.
84 km.
Hochrechnung
Um hiervon ausgehend Prognosen zur
jährlichen Gesamtfahrleistung und zum
künftigen Energieverbrauch infolge der
Pkw-Nutzung abgeben zu können, sind
neben Annahmen über künftige Energiepreise Aussagen zur weiteren demographischen Entwicklung zu treffen.
Um konsistent zu bleiben, wird hierfür
dieselbe Bevölkerungs- und Haushaltsentwicklung zugrunde gelegt, die auch zur
Schätzung des Endenergieverbrauchs des
Sektors Private Haushalte unterstellt wur-
de (Tabelle 3.2). Auf dieser Basis erfolgt
die Berechnung der Gesamtfahrleistung
aller Haushalte vom Typ j nach folgendem
Prinzip:
Gesamtfahrleistung der Haushalte vom Typ j =
Gesamtzahl der Haushalte des Typs j
x Wahrscheinlichkeit für Autobesitz für Typ j
x mittlere Fahrleistung des Typs j .
Dabei stellt j die Zahl der Haushaltsmitglieder dar.
Die Gesamtfahrleistung eines Haushalts
von Typ j ergibt sich demnach als Produkt
der Gesamtzahl der Haushalte dieses
Typs, der Wahrscheinlichkeit, dass dieser
Haushaltstyp überhaupt ein Auto besitzt,
sowie der im ersten Schritt geschätzten
durchschnittlichen
Fahrleistung
dieses
Haushaltstyps. Die Gesamtzahl an Haushalten der unterschiedlichen Typen ist aus
der Haushaltsprognose bekannt.
Die Wahrscheinlichkeit, dass ein Haushalt vom Typ j ein Auto besitzt, wurde auf
Basis des Mobilitätspanels mit Hilfe sogenannter
Discrete-Choice-Modelle
geschätzt. Dazu zählt das hier benutzte Probitmodell, das sich von klassischen Regressionsmodellen im Wesentlichen dadurch unterscheidet, dass die zu erklärenden Variable − hier Autobesitz − lediglich
zwei Werte annehmen kann: 1, wenn der
Haushalt ein oder mehrere Autos besitzt;
andernfalls wird der abhängigen Variable
der Wert 0 zugeordnet.
Wesentliche Determinanten für die
Wahrscheinlichkeit des Autobesitzes sind
nach den Schätzergebnissen die Größe
eines Haushalts und das Haushaltseinkommen, welche beide die Wahrscheinlichkeit für den Besitz eines Autos signifikant erhöhen. Vergleichbare Haushalte,
die in städtischen Regionen leben, besitzen nach diesen Schätzergebnissen weni-
61
ger häufig ein Auto als Haushalte in ländlichen Regionen.
Ergebnisse
Zur Überprüfung der Ergebnisse wurden
die (In-Sample-)Prognosen für die Jahre
2000 bis 2007 mit den vom DIW (2008)
geschätzten Fahrleistungen verglichen
(Abbildung 3.12). Obwohl die beiden
Schätzungen auf vollkommen unterschiedlichen Datengrundlagen und Methoden
basieren, gibt es nur geringfügige Abweichungen, welche durchweg unter 5 %
liegen. Für 2007 beträgt die geschätzte
Fahrleistung beispielsweise 576 Mrd. km.
Dieser Wert befindet sich rund 2 % unter
der vom DIW geschätzten Fahrleistung
von 587 Mrd. km.
Für die Referenzprognose ergibt sich für
2030 eine Pkw-Fahrleistung des Individualverkehrs von 601 Mrd. km (Tabelle
3.11). Dies ist ein um 4,3 % höherer Wert
als 2007, wohingegen die Verkehrprognose 2025 von einer Zunahme um 16 %
zwischen 2005 und 2025 ausgeht.
Hauptgrund für diesen Unterschied sind
divergierende Annahmen über die Bevölkerungsentwicklung. So geht die Verkehrprognose 2025 von einem deutlich geringeren Bevölkerungsrückgang aus, als für
die Energieprognose angenommen wurde.
Damit sind die Ergebnisse nicht mit denen
Tabelle 3.11:
der Verkehrprognose 2025 vergleichbar,
ebenso wenig wie mit denen der darauf
aufbauenden Studie Renewbility (2009).
Bei hohen Rohöl- und Benzinpreisen,
wie sie für die Sensitivitätsanalysen (Abschnitt 6) angenommen werden, wird mit
einer Fahrleistung von 585 Mrd. km gerechnet. Da bei dieser Alternative davon
ausgegangen wird, dass die realen Rohölpreise gerade zwischen 2020 und 2030
erheblich steigen (Tabelle 3.6), wirkt sich
dies bei gleicher demographischer Entwicklung stark negativ auf die Fahrleistung aus.
Trotz real steigender Rohöl- und Kraftstoffpreise steigt die Fahrleistung in der
Referenzprognose bis 2020 um 6,8 % an,
vor allem aufgrund der weiter zunehmenden Zahl an Haushalten und der dadurch
bedingt wachsenden Anzahl an Pkw. Danach fällt die Fahrleistung bis 2030 auf
etwa das Niveau von 2010 ab, vorwiegend
aufgrund des angenommenen Bevölkerungsrückgangs.
Durch eine weitere Alternativrechnung,
bei der das pessimistische Bevölkerungsszenario V1W1 des Statistischen Bundesamtes zugrunde gelegt wird (Abschnitt
3.1), erkennt man, dass die höheren Ölpreise sich in beinahe gleicher Weise auf
die Fahrleistung auswirken würden wie der
Bevölkerungsrückgang laut V1W1.
Fahrleistung privater Pkw in Mrd. km
2007
2010
2012
2015
2020
2025
2030
Referenzprognose
576
606
611
613
615
610
601
Hohe Ölpreise
576
603
605
606
604
596
585
Niedrige Bevölkerung
576
605
608
608
606
598
584
62
Mrd. km
700
600
500
400
300
200
100
0
2000
2001
2002
2003
Schä tzung de s RWI
2004
2005
2006
2007
Schätzung de s DIW
Abbildung 3.12: PKW-Fahrleistung in Deutschland in Mrd. km
Fahrleistungen mit Bussen und Stadtbzw. Straßenbahnen
Die Analyse der ÖPNV-Nutzung basiert
ebenfalls auf den Individualdaten des MOP
(2009) und unterscheidet zwischen Werktag- und Wochenendverkehr. Mit Hilfe von
Discrete-Choice-Modellen erfolgt im ersten
Schritt eine Schätzung des modalen
Splits, das heißt der Anteile der Verkehrsmittel Bus, Bahn, Pkw, etc. an der
gesamten Verkehrsleistung. Unter Verwendung klassischer Regressionsmodelle
werden im zweiten Schritt die Determinanten der mit ÖPNV zurückgelegten Distanzen geschätzt.
Die Gesamtfahrleistung an Werktagen
wie Wochenenden ergibt sich aus der Multiplikation der im ersten Schritt geschätzten Anteile bzw. Wahrscheinlichkeiten für die Nutzung der einzelnen Verkehrsmittel mit den im zweiten Schritt
geschätzten Distanzen, die mit Bus und
Bahn zurückgelegt werden. Die so ermittelten Werte werden anschließend hochgerechnet, um einen bundesweiten Wert zu
erhalten. Dabei erfolgt die Hochrechnung
geschichtet nach der demographischen
Struktur der Bevölkerung und dem Wohnort.
Beim Werktagsverkehr hat nach den
Schätzergebnissen insbesondere die städtische Wohnlage einen signifikanten Einfluss auf die mit Stadt- und Straßenbahnen zurückgelegte Entfernung. Darüber
hinaus nutzen ältere Menschen diese Bahnen signifikant häufiger. Die signifikant
negative Auswirkung der Wohnlage in einer Kernstadt ist damit zu erklären, dass
die dortige Infrastruktur kurze Wege erlaubt. Ein solch negativer Effekt ist auch
für die zurückgelegte Distanz mit Bussen
festzustellen.
Nach den Hochrechnungen werden bis
2030 die mit Bussen und Straßen- bzw.
63
Stadtbahnen zurückgelegten Strecken insgesamt um 20 % bzw. 15 % ansteigen
(Tabelle 3.12). Dies ist, wie den Schätzergebnissen zu entnehmen ist, im Wesentlichen auf den Einfluss höherer Benzinpreise sowie die Alterung der Gesellschaft
zurückzuführen.
Diese Schlussfolgerungen werden durch
die Sensitivitätsanalyse mit hohen ÖlTabelle 3.12:
Fahrleistung der Busse und Bahnen in Mio. Personenkilometer
Referenzprognose
Hohe Ölpreise
Niedrige Bevölkerung
2007
2010
2012
2015
2020
2025
2030
Bus
65,1
66,9
68,4
69,8
71,4
73,1
74,7
Bahn
15,5
15,9
16,2
16,3
16,9
17,3
17,7
Bus
65,2
67,2
69,4
71,3
74,4
78,3
81,1
Bahn
15,5
16,0
16,4
16,7
17,6
18,5
19,3
Bus
65,2
66,8
68,2
69,5
71,1
72,8
74,4
Bahn
15,5
15,9
16,1
16,2
16,8
17,2
17,7
Die Güterverkehrsprognose baut auf
zwei offiziellen Verkehrsprognosen des
Bundesministeriums für Verkehr, Bau und
Stadtentwicklung (BMVBS) auf und passt
sie an die in der Energieprognose angenommenen Rahmenbedingungen an.18
Diese Prognosen gehen davon aus, dass
die Entwicklung der Verkehrsinfrastruktur
bis 2025 keine Engpässe erwarten lässt.
18
preisen bestätigt: Deutlich höhere Ölpreise als die für die Referenzprognose
angenommenen führen zu erheblichen Erhöhungen der mit Bussen und Bahnen
zurückgelegten Personenkilometer. Ein
stärkerer Bevölkerungsrückgang als für
die Referenzprognose angenommen führt
hingegen nur zu einer marginalen Reduktion der Fahrleistungen mit Bussen und
Bahnen.
BVU/ITP (2007), Prognose der deutschlandweiten
Verkehrsverflechtung 2025, Projektbericht im
Auftrag des Bundesministeriums für Verkehr, Bau
und
Stadtentwicklung
(offizielle
Prognose);
ProgTrans AG (2007), Abschätzung der langfristigen Entwicklung des Güterverkehrs in Deutschland biw 2050, Projektbericht im Auftrag des
Bundesministeriums für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung.
Erst für die Zeit danach sieht die
ProgTrans Prognose in der Infrastrukturentwicklung einen geringfügig limitierenden Faktor. In der Energieprognose wird
unterstellt, dass es bis 2030 keine Engpässe im Angebot an Transportdienstleistungen geben wird.
Die Prognosen des BMVBS schätzen jeweils Verkehrsleistung und Verkehrsaufkommen für die einzelnen Verkehrsmittel
Lkw, Eisenbahn und Binnenschiff.
Dabei wird wie folgt vorgegangen: In
einem ersten Schritt wird die aufkommensbezogene Transportintensität jedes
Verkehrsmittel auf Basis langjähriger Daten geschätzt. Auf Grundlage des angenommenen Wachstums der Volkswirtschaft wird durch Multiplikation mit der
aufkommensbezogenen Transportintensi-
64
tät das künftige
prognostiziert.
Transportaufkommen
In einem zweiten Schritt wird die durchschnittliche Transportentfernung der diversen Verkehrsmittel auf den vier Hauptverkehrsrelationen (Binnenverkehr, Versand, Empfang und Transit) berechnet.
In einem dritten Schritt erfolgt die Berechnung der Verkehrsleistung mit Hilfe
der im ersten und im zweiten Schritt gewonnenen Prognosen für Verkehrsaufkommen und der mittleren Transportentfernung.
Anschließend werden Verkehrsleistung
und -aufkommen für die einzelnen Verkehrsmittel berechnet. Daraus wird dann
die leistungsbezogene Transportintensität
abgeleitet.
Nach diesen Schritten wurden auch die
Güterverkehrsaufkommen und -leistungen
für die Energieprognose berechnet. Es
Infobox: Güterverkehrskennziffern
Die Entwicklung des Güterverkehrs wird
in der Verkehrsökonomik in der Regel
durch zwei Kennziffern abgebildet, die
aufkommensund
leistungsbezogene
Transportintensität. Die aufkommensbezogene Transportintensität beruht − wie
der Name verrät − auf dem Transportbzw. Verkehrsaufkommen, welches die
Masse aller zu transportierenden Güter
darstellt und in Mio. t gemessen wird.
Bei der aufkommensbezogenen Transportintensität, welche die Einheit Mio. t/€
hat, wird das Verkehrsaufkommen in Relation zur volkswirtschaftlichen Bruttowertschöpfung gesetzt. Bei der leistungsbezogenen Transportintensität wird hingegen die Verkehrsleistung auf das Brutto-
wurde dabei in zwei wesentlichen Punkten
von der offiziellen Verkehrsprognose 2025
(BVU/ITP 2007) abgewichen. Erstens:
Während die Verkehrsprognose 2025 die
Finanzkrise nicht berücksichtigen konnte,
wurde hier die Entwicklung des Bruttoinlandsprodukts und der Bruttowertschöpfung benutzt, die der Energieprognose
zugrunde liegt und in der die derzeitige
Rezession einberechnet ist.
Zweitens: Die aus der Verkehrsprognose 2025 entnommenen aufkommensund
leistungsbezogenen Transportintensitäten
mussten für die Jahre zwischen 2004 und
2025 linear interpoliert und über das Jahr
2025 hinaus bis 2030 extrapoliert werden,
da der Zeithorizont der Verkehrsprognose
2025 kürzer ist als der der Energieprognose 2009. Für die Jahre 2025 bis 2030 wird
dazu angenommen, dass sich keine Engpässe im Verkehrs- und Infrastrukturangebot einstellen.
inlandsprodukt (BIP) bezogen. Dabei ist
die Verkehrsleistung als Produkt aus
Transportaufkommen und durchschnittlicher Beförderungsweite aller Transportfälle definiert und wird in Mrd. Tonnenkilometer (tkm) gemessen.
Während die leistungsbezogene Transportintensität folglich Transportentfernungen berücksichtigt, werden diese bei der
aufkommensbezogenen Transportintensität vernachlässigt. Ein konstantes Verkehrs- bzw. Transportaufkommen über die
Zeit bei gleichzeitig stark steigenden
Transportentfernungen würde dementsprechend zu einer konstanten aufkommensbezogenen, aber einer steigenden
leistungsbezogenen
Transportintensität
führen.
65
Neben der Verkehrsleistung ist die
Fahrleistung eine weitere wichtige Kennziffer. Diese wird ermittelt, indem die Verkehrsleistung durch das durchschnittliche
Transportaufkommen dividiert wird. Hieraus erhält man die Information, über wie
viele Kilometer das Güterverkehrsaufkommen insgesamt transportiert wird.
Die für die Referenzprognose prognostizierten Kennziffern zeigen, dass die derzeit schlechte wirtschaftliche Situation zu
einem Rückgang des Verkehrsaufkommens (in Mio. t) in den Jahren 2009 und
2010 führen wird (Abbildung 3.13). Ab
2010 sind beim Schienen- und Straßengüterverkehr aber wieder positive Wachstumsraten zu verzeichnen: Das Verkehrsaufkommen wächst um 0,86 % jährlich beim Schienenverkehr bzw. um ca.
19 % insgesamt, beim Straßenverkehr um
0,61 % jährlich bzw. um 13 % insgesamt.
Für die Binnenschifffahrt wird ab 2015
eine Stagnation erwartet.
In der Referenzprognose beträgt die
Zunahme der Güterverkehrsleistung bis
2030 rund 55 % gegenüber 2007. Die
leistungsbezogene
Transportintensität
steigt im gleichen Zeitraum um 25 %.
Damit setzt sich der seit den 60er Jahren anhaltende Güterstruktureffekt fort:
Dieser begünstigt den Straßengüterverkehr und trifft Bahn- und Binnenschifffahrt
negativ. Zurückzuführen ist der Güterstruktureffekt auf langfristige Veränderungen in der gesamtwirtschaftlichen Güterproduktion, mit denen eine Stagnation
bzw. ein Rückgang der Grundstoffproduktion einhergeht und eine Expansion der
Produktion von Investitions- und langlebigen Konsumgütern. Der Güterstruktureffekt sorgt auch weiterhin für einen Rückgang der aufkommensbezogenen Transportintensität.
Die durchschnittliche Transportentfernung (in km) wird um ca. 46 % von
151 km auf 221 km steigen. Dabei ist der
Zuwachs beim Straßengüterverkehr am
größten, gefolgt vom Schienengüterverkehr und der Binnenschifffahrt.
Die Güterverkehrsleistung hängt in
starkem Maße von der wirtschaftlichen
Entwicklung ab. Dies zeigen die Werte der
beiden Güterverkehrsindikatoren für das
Alternativszenario, in dem von einer Persistenz der derzeitigen wirtschaftlichen
Krise ausgegangen wird (Abbildung 3.13).
So erreicht das Verkehrsaufkommen mit
rund 3 669 Mio. t erst 2030 wieder annähernd das Niveau von 2007 und liegt damit etwa 8 % unter dem Wert der Referenzprognose. Auch die Verkehrsleistung
wird bei einer längeren Dauer der wirtschaftlichen Krise mit rund 798 Mrd. tkm
im Jahr 2030 deutlich unter der Verkehrsleistung der Referenzprognose liegen.
66
4100
900
850
Verkehrsauf kommen: lange Wirtschaf tskrise
800
Verkehrsleistung: Ref erenz
3900
Verkehrsleistung: lange Wirtschaf tskrise
750
3800
700
650
3700
600
3600
Verkehrsleistung in Mrd. tkm
Verkehrsauf kommen in Mio. t
Verkehrsauf kommen: Ref erenz
4000
550
3500
500
2004
2005
2006
2007
2010
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 3.13: Prognostiziertes Verkehrsaufkommen und Verkehrsleistung im Güterverkehr in
Deutschland zwischen 2004 und 2030 (eigene Berechnung)
3.6
Auswirkungen des Klimawandels auf den Energiesektor
Neben der Klimapolitik wird auch der
Klimawandel Auswirkungen auf Angebot
und Nachfrage nach Energie haben. Für
Deutschland sagen die Prognosen der Klimaforscher einen Anstieg der Durchschnittstemperatur sowie stärkere Niederschläge im Winter und längere Trockenperioden im Sommer voraus. Außerdem
ist mit einer Häufung von Extremwetterereignissen zu rechnen.
Die neuen Herausforderungen für die
Energiewirtschaft werden aber für den Betrachtungszeitraum der Energieprognose
2009 moderat ausfallen. Der zu erwartende Anstieg der Durchschnittstemperatur in
Deutschland wird die Nachfrage nach Wärme voraussichtlich reduzieren und den
Klimatisierungsbedarf erhöhen. Dies ist in
der Energieprognose 2009 durch eine Absenkung der Gradtagszahl berücksichtigt.
Klimawandel
zen, aber nicht mehr gänzlich aufhalten
können.
Während die Finanzkrise sich kurzfristig
und unmittelbar auf das gesamte Wirtschaftsgeschehen auswirkt, erfordert der
Klimawandel für die Volkswirtschaften vor
allem mittel- und langfristige Anpassungsmaßnahmen. Die in Abschnitt 2 erläuterten gegenwärtigen und künftigen
Anstrengungen zum Klimaschutz auf europäischer und internationaler Ebene werden wohl einen Klimawandel nur begren-
Ein zukünftiger Anstieg der Durchschnittstemperaturen wird vom IPCC
(2007) als „praktisch sicher“ bezeichnet19,
und ein häufigeres Auftreten von extremen Wetterereignissen wird mit einer
19
Trotz der stetigen Verbesserung der Kenntnisse
bestehen allerdings weiterhin wissenschaftliche
Unsicherheiten bei den Klimaprognosen, die durch
weitere ökonomische und politische Formen von
Ungewissheit begleitet werden (Heal, Kriström
2002).
Wahrscheinlichkeit von 90 % vorausgesagt. Die Sektoren, die von Wetter- und
Klimabedingungen beeinflusst werden,
müssen sich auf geänderte Umweltbedingungen einstellen. Dies gilt auch für den
Energiesektor.
Auch für Deutschland sagen geografische und meteorologische Studien Veränderungen des Klimas voraus. Eine Reihe
von regionalen Klimaprojektionsmodellen
(REMO, WETTREG, CLM und STAR) prognostizieren für Deutschland regional differenzierte Temperaturanstiege von 1,5 °C
bis 3,5 °C bis zum Ende dieses Jahrhunderts, abhängig von der Wahl des Klimamodells und der Region.
Bis 2050 fällt dieser Anstieg mit einer
Bandbreite von 0,5 °C bis 1,5 °C nicht
ganz so hoch aus. Alle Modelle erwarten
den größten Temperaturanstieg im Winterhalbjahr (DAS 2008). Ein entsprechendes Absinken der für die Heizenergienachfrage relevanten Gradtagszahl wird in der
Energieprognose durch ein Absenken der
Zahl der Gradtage auf 3519 berücksichtigt
(langfristiges Mittel: 3705 Gradtage). Entsprechend wird auch ein Anstieg des Klimatisierungsbedarfs mit erfasst.
Bei Niederschlägen gibt es keine klaren
aggregierten Trends. Vielmehr zeigen die
Simulationen, dass es genau wie unter
heutigen Klimabedingungen zu starken
Schwankungen von Jahr zu Jahr kommen
kann, aber auch mehrere feuchte oder
nasse Jahre hintereinander auftreten können. Die Simulationsanalysen der Niederschlagsänderungen führen zu dem Ergebnis, dass bis 2050 die Niederschläge im
Frühjahr und Herbst um etwa 10 % im
Mittel ansteigen könnten, während sie in
den Sommermonaten um 20 % abnehmen. Der Niederschlag im Winter sollte
um mehr als 20 % zunehmen, fällt aber
67
aufgrund der erhöhten Temperatur vermehrt als Regen (UBA 2008).
Mögliche Konsequenzen des
wandels für den Energiesektor
Klima-
Geringere Niederschläge im Sommer
sind für die Energiewirtschaft wegen der
Wasserverfügbarkeit bedeutsam. Im Jahr
2001 wurden 56 % des gesamten Wasserverbrauchs in Deutschland vom Energiesektor beansprucht (UBA 2005).
Zum Bedarf, der durch Kühlung entsteht, kommt die Nutzung von Binnengewässern hinzu, zum einen für mit Flusswasser gekühlte Kraftwerke, zum anderen
für den Transport, u. a. auch der in der
Energieerzeugung verwendeten Rohstoffe,
vor allem von Steinkohle. Zudem hat dies
Konsequenzen für die Potenziale der Verlagerung des Güterverkehrs auf das Binnenschiff, so dass hier nur ein begrenzter
Zuwachs der Güterverkehrsleistung erwartet werden kann (Abschnitt 3.5).
Kraftwerke
mit
Flusswasserkühlung
könnten in Zukunft Beschränkungen aufgrund der Temperatur des eingeleiteten
Kühlwassers unterliegen und müssten in
längeren Trocken- bzw. Hitzeperioden ihre
Leistung drosseln, wie es sich in den heißen Sommern der Jahre 2003 und 2006
gezeigt hat. Entsprechend ist auch mit
Ausfällen bei der Stromerzeugung in Wasserkraftwerken zu rechnen.
Bezüglich der Rohstoffversorgung von
Kraftwerken besteht ein geringfügig höheres Ausfallrisiko durch mögliche klimabedingte
Transportunterbrechungen.
Mit
einer entsprechenden Vorratshaltung von
Steinkohlen auf Halden treffen die Stromerzeuger bekanntermaßen Vorsorge gegen
Lieferunterbrechungen infolge ohnehin
hoher Schwankungsbreiten der Wasserpegel.
68
Eine weitere für die Energiewirtschaft
relevante mögliche Folge des Klimawandels sind Extremwetterereignisse. Häufigere Starkniederschläge, Stürme oder
Überflutungen erhöhen die Wahrscheinlichkeit, dass die Infrastruktur, insbesondere die Netze, erheblich beschädigt werden. Allerdings zeigte sich in der Vergangenheit, dass vor allem Eis und starke
Schneefälle zu einem Zusammenbruch der
Stromversorgung führen können. Damit
ist künftig wohl seltener zu rechnen.
Klimatische Veränderungen könnten
sich auch indirekt auf den Energiesektor
auswirken. Hier ist in erster Linie der Anbau von Biomasse zur Energieerzeugung
zu nennen. Zwar könnte die Landwirtschaft in einigen Regionen, die bisher zu
feucht und kühl sind, von der Erwärmung
profitieren, aber heute schon trockene
Regionen könnten in Mitleidenschaft gezogen werden.
Anpassungsmaßnahmen
ßerem Ausmaß zeigen. Ihre konkreten
Ausprägungen in Deutschland können derzeit noch nicht angegeben werden. Dennoch sollten im Rahmen des zukünftigen
Ausbaus der Energieversorgung den vermuteten Klimaänderungen durch entsprechende Anpassungsmaßnahmen Rechnungen getragen werden.
Zu diesen Anpassungsmaßnahmen gehört z. B. die Auslegung von Kraftwerksstandorten auf Perioden mit niedrigerer
Wasserführung. Auch die Entwicklung und
Anwendung von Kühlsystemen mit geringerem Wasserbedarf (Hybrid- und Trockenkühlverfahren) kann hier Vorsorge
leisten.
In diesen Bereichen, aber auch generell
bei den möglichen Konsequenzen des Klimawandels für den Energiesektor, sind
weitere Anstrengungen im Bereich der
Forschung und Entwicklung von Nöten,
um zu einer weiteren Konkretisierung gelangen zu können.
Die Auswirkungen des Klimawandels
werden sich erst in einigen Jahren in grö3.7
Elektrizitätserzeugung und -verteilung
Im Stromerzeugungssektor existiert in
den kommenden Jahren ein erheblicher
Investitionsbedarf, bedingt durch das Erreichen der Lebensdauer eines Großteils
der bestehenden Kraftwerke. Der Neubaubedarf wird durch den beschlossenen
Kernenergieausstieg zusätzlich verstärkt.
Um diesen Zubaubedarf zu decken, sind
derzeit rund 13 GW in neuen fossilen
Kraftwerken in Bau, die voraussichtlich bis
zum Jahr 2012 in Betrieb genommen werden.
Für die zukünftigen Zubauten im deutschen Kraftwerkspark sind neben den bereits feststehenden Investitionsprojekten
für weitere Neubauvorhaben u. a. die Entwicklung der technischen, ökonomischen
und ökologischen Parameter zukünftiger
Erzeugungstechnologien von entscheidender Bedeutung. Für die Energieprognose
2009 wird bei den fossil befeuerten Kraftwerken der starke zu beobachtende Kostenanstieg der vergangenen Jahre durch
ein im Vergleich zu Kostenanalysen der
vergangenen Jahre höheres Niveau der
spezifischen Investitionskosten antizipiert.
Neben dem Neubau von fossilen Kraftwerken gilt es, die zunehmende Stromerzeugung aus regenerativen Quellen in das
Energiesystem zu integrieren. Nach der
Referenzprognose ergibt sich eine deutliche Ausweitung der Stromerzeugung aus
Erneuerbaren Energien, vor allem mit Hilfe
von Windkraftanlagen. Dies ist insbesondere auf die Errichtung von Wind-Offshore-Anlagen zurückzuführen.
Eine besondere Herausforderung für das
Energiesystem erwächst zudem aus dem
Anschluss der Winderzeugungskapazitäten
an das Verbundnetz und dem Transport
vom Ort der Erzeugung zum Ort des
Die Elektrizitätswirtschaft in Deutschland
ist geprägt durch ein weiträumiges Verbundnetz und thermische Großkraftwerke
mit Anschluss an die Höchst- und Hochspannungsebene. Vor allem während der
siebziger
und
achtziger
Jahre
des
20. Jahrhunderts hat es erhebliche Investitionen in große Wärmekraftwerke auf
Basis fossiler Brennstoffe, wie Braun- und
Steinkohlen, Heizöl und Erdgas, oder nuklearer Energieträger gegeben, die über
thermische Umwandlungsprozesse elektrische Energie und ggf. Wärme als Nutzenergie bereitstellen.
Der Transport elektrischer Energie geschieht durch das Verbundnetz mit seinen
unterschiedlichen Spannungsebenen, die
ihrerseits über Transformatoren und
Schaltanlagen
miteinander
verbunden
sind. Dieses engmaschige Netzwerk besitzt an den Grenzen zu Deutschlands
Nachbarstaaten über einzelne Interkonnektoren Anschluss an deren nationale
Verbundnetze. Auf diese Art und Weise
sind derzeit insgesamt 24 Länder Kontinentaleuropas mit 29 Übertragungsnetzbetreibern zu einem synchronen Netzverbund zusammengeschlossen und über die
69
Stromverbrauchs. Daneben ist die Stromerzeugung aus Biomasse von herausragender Bedeutung.
Die Integration zunehmender fluktuierender Windstromerzeugung in das Verbundsystem und der vermehrte grenzüberschreitende Elektrizitätshandel als Ziel
der Integration der EU Strommärkte machen den Ausbau des deutschen Übertragungs- und Verteilnetzes und der Interkonnektoren zu Deutschlands Nachbarstaaten erforderlich. Für den Ausbau der
Kuppelstellen werden für die Energieprognose 2009 die Planungen der UCTE
mit einbezogen.
gemeinsame Organisation der UCTE koordiniert.
Die 1998 eingeleitete wettbewerbliche
Öffnung der europäischen Elektrizitätsmärkte (Abschnitt 2.3) hat gravierende
Folgen für die strategische Investitionsplanung der Kraftwerksbetreibergesellschaften. Konnten Energieversorgungsunternehmen in der Zeit vor der Liberalisierung Mengen- und Preisrisiken weitestgehend über Preisanpassungen an die Kunden ihres jeweiligen Versorgungsgebietes
überwälzen, müssen diese Risiken heute
in den Investitionsentscheidungen angemessen berücksichtigt werden.
Darüber hinaus ist der durch die gesetzliche Förderung induzierte Ausbau der
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien für Art und Umfang von Investitionen
in thermische Kraftwerke von Bedeutung.
Der mit der Einführung des europäischen
Binnenmarktes für Elektrizität angestiegene internationale Elektrizitätshandel hat
zudem zu Engpässen bei Kuppelleitungskapazitäten geführt, was einen gezielten
Ausbau der Interkonnektoren und nachgelagerter
Netzabschnitte
erforderlich
macht.
70
Kraftwerksbestand
sterbelinie
und
Kraftwerks-
Die Struktur des Kraftwerksparks in
Deutschland nach installierter elektrischer
Netto-Engpassleistung und bereitgestellter
elektrischer Arbeit im Jahr 2008 zeigt
Abbildung 3.14. Kernkraftwerke und kohlenbefeuerte Wärmekraftwerke stellen als
Grundlasttechnologien im Verhältnis zur
gesamten deutschen Kraftwerksleistung
einen überdurchschnittlich hohen Anteil an
der Stromerzeugung bereit.
Im deutschen Stromerzeugungssektor
existiert in den kommenden Jahren ein
erheblicher Investitionsbedarf, da ein
Großteil der bestehenden Wärmekraftwerke die technische und wirtschaftliche Lebensdauer erreicht hat oder erreichen
wird. Dies geht aus Abbildung 3.15 hervor, in der unter der Annahme technolo0%
3%
8%
Nach dieser Kraftwerkssterbelinie ergäbe sich ein deutlicher Kapazitätsrückgang im deutschen Kraftwerkspark, wenn
keine Kraftwerke neu zugebaut würden.
Ausgehend von einer Nettoengpassleistung von 147 GW Anfang 2009, würde die
Erzeugungskapazität auf verbleibende 87
bzw. 44 GW zu Beginn der Jahre 2020 und
2030 sinken.
51,1
14%
3%
4%
14%
16%
4%
giespezifischer Lebensdauern eine Kraftwerkssterbelinie des Anfang 2009 installierten deutschen Kraftwerksbestandes
dargestellt ist. Der Rückgang der Kernkraftwerkskapazität entspricht dabei der
Vereinbarung über die Reststrommengen.
Die installierte Leistung aus Wasserkraft
(Lauf- und Speicherwasser sowie Pumpspeicher) ist aufgrund der langen technischen Lebensdauern als konstant angenommen worden.
Kernenergie
Braunkohlen
Steinkohlen
Erdgas
Heizöl
Wind
Lauf-, Speicherwasser
Biomasse
Photovoltaik
Geothermie
Pumpspeicher und Sonstige
Sonstige
40,2
148,8
27,0
10,5
83,0
150,0
18%
16%
128,5
Abbildung 3.14: Anteil an der installierten elektrischen Netto-Engpassleistung (links, insgesamt
147,089 GW) und bereitgestellte elektrische Arbeit (rechts, brutto in TWh) in 2008
nach Energieträgern, BDEW (2009a)
Aktuelle Kraftwerksprojekte
Vor dem Hintergrund auch des altersbedingten Ersatzbedarfs von Kraftwerksleistung sind in den letzten Jahren von potentiellen Investoren und Kraftwerksbetreibern Kraftwerkszubauten geplant und angekündigt worden. Von diesen geplanten
bzw. angekündigten Projekten sind in den
letzten drei Jahren mindestens 11 Vorha-
ben wieder aufgegeben bzw. vorläufig
zurückgestellt worden, wie z. B. in Kiel,
Herne, Ensdorf, Bremen, Bielefeld, Quierschied, Köln, Dettelbach oder Wertheim.
Die Gründe hierfür waren lokalpolitischer
Widerstand, gestiegene Investitionskosten, durch den Emissionshandel zukünftig
verursachte, zusätzliche Betriebskosten
der Anlagen oder das Fehlen profitabler
Erdgaslieferverträge.
71
160
Solar
Wind
Sonstige
Wasser
140
Heizöl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
120
100
80
60
40
20
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
0
Abbildung 3.15: Kraftwerkssterbelinie des Anfang 2009 in Deutschland bestehenden Kraftwerksparks bei Kernenergieausstieg
Derzeit belaufen sich die in Bau befindlichen Kraftwerksprojekte auf eine Gesamtkapazität von etwa 13 GW. Darüber hinaus sind Neubauprojekte mit einer Kapazität von weiteren 19,6 GW angekündigt,
hierzu gehören konkrete Planungsvorhaben wie etwa der Umbau von RDK 6 in
RDK 6S in Karlsruhe, die Errichtung von
GKM Block 9 in Mannheim und Staudinger
Block 6 in Großkrotzenburg, aber auch
Projekte von GDF Suez in Brunsbüttel
oder Stade, von Dong Energy in Lubmin
oder von Nuon in Frankfurt (BDEW
2009b). Aufgrund der bestehenden Unsicherheiten während der Planungs- und
Genehmigungsphase von Kraftwerken ist
für die Energieprognose 2009 nur ein ausgewählter Teil der aktuellen Ankündigun-
gen als fester Bestandteil des Investitionsprogramms berücksichtigt worden, und
zwar diejenigen Neubauprojekte, die sich
derzeit im Bau befinden und voraussichtlich bis zum Jahr 2012 in Betrieb genommen werden (Tabelle 3.13). Hierunter
fallen mit Steinkohlen befeuerte Kraftwerke in Höhe von etwa 7,4 GW, Braunkohlen-Kraftwerke mit 2,9 GW und erdgasbefeuerte Kraftwerke von 2,4 GW.
Der weitere Kraftwerkszubau nach dem
Jahr 2012 wird in der Energieprognose
2009 in Abhängigkeit von der zukünftigen
Elektrizitätsbedarfsentwicklung innerhalb
einer modellgestützten Analyse ermittelt
(Abschnitt 4.3).
72
Tabelle 3.13:
Gepl. Inbetriebn.
In Bau befindliche fossil befeuerte Erzeugungsanlagen ab 50 MW Leistung, Stand
April 2009 (BDEW 2009b)
Steinkohlen
2009
Braunkohlen
Erdgas
Sonstige
KW Niederaußem
Block G und H, +130
MW (Modernisierung),
RWE
KW Emsland,
GuD, 876 MW,
RWE
KW Dillinger Hütte,
Gichtgas, 90 MW,
STEAG Saar Energie
KW Irsching 5,
GuD, 820 MW,
E.ON et al.
KW Industriepark
Höchst,
Ersatzbrennstoff,
KWK, 70 MW,
Infraserv Höchst
KW Tiefstack,
GuD KWK, 125
MW, Vattenfall
2010
KW Walsum 10, Kond.Kraftwerk, 725 MW,
STEAG
KW BoA 2&3 Neurath,
Kond.-Kraftwerk,
2100 MW, RWE
2011
KW Datteln 4, KWK, 1055
MW, E.ON
KW Boxberg Block R,
Kond.-Kraftwerk, 675
MW, Vattenfall
KW Irsching 4,
GuD, 530 MW,
E.ON
KW
BraunschweigMitte, GuD KWK,
76 MW, BS
Energy
2905 MW
2427 MW
KW RDK 8, KWK, 850
MW, EnBW
2011/12
KW Westfalen Block D und
E, Kond.-Kraftwerk, 1600
MW, RWE
2012
KW Hamburg-Moorburg,
KWK, 1640 MW, Vattenfall
KW Wilhelmshaven,
Kond.-Kraftwerk, 800
MW, GDF Suez
KW Lünen, Kond.-Kraftwerk, 750 MW, Trianel
Summe
7420 MW
Charakterisierung zukünftiger Erzeugungstechnologien
Für die zukünftigen Zubauten im deutschen Kraftwerkspark sind neben den bereits feststehenden Investitionsprojekten
für weitere Neubauvorhaben u. a. die
Entwicklung der technischen, ökonomischen und ökologischen Parameter zukünftiger Erzeugungstechnologien von
entscheidender Bedeutung. Hierzu müssen
für die Energieprognose 2009 Annahmen
getroffen werden, die die zu erwartende
technische Innovation (im Sinne einer
Wirkungsgradsteigerung oder eines Kostenreduktionspotentials der Herstellung,
Errichtung oder des Betriebs) sowie das
KW Watenstedt,
Gicht-/Koksgas, 220
MW, Salzgitter AG
380 MW
jeweilige Marktumfeld der Erzeugungstechnologie einschätzen. Im Folgenden
sollen sieben ausgewählte Stromerzeugungstechnologien bezüglich ihrer wesentlichen technischen und ökonomischen Eigenschaften und ihres zukünftigen Entwicklungspotentials beschrieben werden.
In den vergangenen Jahren sind die Investitionskosten für erdgas- und kohlenbefeuerte Wärmekraftwerke in erheblichem Maße angestiegen – Pressemitteilungen konstatierten Steigerungsraten
von bis zu 50 %. Anlagenhersteller haben
in diesem Zusammenhang in der Regel
auf gestiegene Materialkosten (Preise für
Stahl und Legierungsmetalle wie zum Bei-
spiel Nickel, Kupfer und Chrom) verwiesen. Eigene überschlägige Berechnungen
über den in Lebenszyklusanalysen erfassten Materialeinsatz für Wärmekraftwerke
zeigen, dass der rein materialbezogene
Preis- und damit verursachte Kostenanstieg nur einen geringen Anteil an den
gesamten Investitionskosten ausmacht.
Die in den vergangenen Jahren beobachteten Kostenanstiege lassen sich deshalb
vielmehr auf die Marktsituation des Kraftwerkskomponentenbaus zurückführen, in
der eine konsolidierte Anzahl an Herstellern auf einem knappen Anbietermarkt auf
eine steigende Nachfrage an Kraftwerksneubauten trifft. Im Zuge der derzeitigen
wirtschaftlichen Rezession sind jedoch
schon einige geplante Kraftwerksprojekte
aufgrund fehlender gesicherter Finanzierungsmöglichkeiten zurückgestellt worden.
Es wird unter anderem deshalb von einer
leichten Entspannung auf dem derzeit
noch überzeichneten nordamerikanischen
und europäischen Markt für Kraftwerkskomponenten ausgegangen, während der
weiterhin erheblichen Nachfrage auf dem
asiatischen Markt mit erhöhten Fertigungskapazitäten begegnet werden wird.
Parallel zu dieser marktseitigen Situation
werden technologische Entwicklungen im
Kraftwerksbau – maßgeblich vorangetrieben von auch in Deutschland betriebener
Forschung und Entwicklung, gefördert
durch Industrie und öffentliche Hand – zu
verbesserten Kraftwerkskonzepten mit höheren Umwandlungswirkungsgraden und
einer weiter optimierten Anlagentechnik
führen, die Kostensenkungspotenziale beinhalten.
Steinkohlenbefeuerte Dampfkraftwerke.
Bei
(stein-)kohlenbefeuerten
Dampfkraftwerken werden vor allem eine
weitere Erhöhung der Frischdampftemperaturen und –drücke, aber auch gezielte
Zwischenüberhitzungen, optimierte Kon-
73
densationsbedingungen, Speisewasservorwärmung und eine verbesserte Konstruktion der Dampfturbine den Wirkungsgrad
weiter erhöhen. Für das Kondensationskraftwerk mit Steinkohlenstaubfeuerung
sind die folgenden (realisierten und noch
erwarteten) Weiterentwicklungen kennzeichnend:
 In den vergangenen Jahren zunehmender Anteil austenitischer Stähle bei der
Auslegung des Dampferzeugers (heutiger Stand der Technik: Frischdampfzustände von rund 280 bar und über
600 °C, Wirkungsgrad von ca. 46 %).
 In etwa 2020 Marktreife von Hochtemperaturkomponenten aus nickelbasierten Spezialstählen zur weiteren Optimierung des Frischdampfzustands auf
dann etwa 365 bar und 700 °C bei Wirkungsgraden von ca. 50 %.
 In vermutlich weiteren 10 Jahren ein
nächster Wirkungsgradsprung von etwa
2 Prozentpunkten auf dann 52 %.
Forschungs- und Entwicklungsprojekte,
wie z. B. Referenzkraftwerk NRW, COORETEC, KW21, COMTES700, NRWPP700
oder 50plus mit der Ankündigung der Errichtung des ersten 700-Grad-Kraftwerkes
im Jahr 2014 in Wilhelmshaven, treiben
diese technologische Entwicklung.
Braunkohlenbefeuerte Dampfkraftwerke erzielen aufgrund des wesentlich
höheren Wassergehalts des heimischen
Energieträgers von über 50 % und somit
niedrigerem Heizwert gegenüber Steinkohlen geringere Wirkungsgrade. Bei derzeitigem Stand der Technik bedeutet dies
eine Wirkungsgraddifferenz von 1,5 bis 2
Prozentpunkten. Allerdings kann davon
ausgegangen werden, dass in Zukunft
durch rationelle Trocknungsverfahren der
Braunkohlen mit Hilfe von Dampf-
74
Wirbelschicht-Verfahren diese Differenz
auf einen halben Prozentpunkt verringert
werden kann. Ansonsten folgen Braunkohlenkraftwerke ähnlichen Entwicklungstendenzen wie steinkohlenbefeuerte Anlagen.
Bereits heutige Beispiele für effizientere
Anlagen sind die Braunkohlenkraftwerksblöcke mit optimierter Anlagentechnik
(BoA) in Niederaußem und der derzeitige
Bau von BoA 2 & 3 in Grevenbroich (Neurath).
Kombinierte Gas- und Dampfkraftwerke (GuD). Aufgrund der spezifisch
höheren Temperaturniveaus bei gasbefeuerten Turbinen von über 1 200 °C sind die
materialtechnischen
Herausforderungen
bei der Konstruktion der Brennkammer
und vor allem der Beschaufelung der Turbine enorm. Durch eine Weiterentwicklung
der Flammenführung, speziell entwickelte
einkristalline Superlegierungen, keramische Beschichtungen und Kühlungssysteme (Innen- und Filmkühlung) der Beschaufelung der Gasturbine ist mit einer
Erhöhung der Gasturbineneintrittstemperatur auf 1 500 °C und einem Anstieg der
Wirkungsgrade bei kombinierten Gas- und
Dampfkraftwerken – ausgehend von einem Wirkungsrad von etwa 58 % als derzeitigem Stand der Technik (Referenzanlage ist das in Mainz-Wiesbaden errichtete
GuD mit einer elektrischen Nettoleistung
von 406 MW) – auf ein Niveau von über
60 % und einem weiteren Anstieg in den
nachfolgenden Jahren zu rechnen. Die
derzeit im Testbetrieb laufende, weltgrößte Gasturbine am Kraftwerksstandort Irsching wird mit einer nachgeschalteten
Dampfturbine im Jahr 2011 einen Wirkungsgrad von über 60 % erreichen.
Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung
(KWK). Häufig stellen konventionelle
Wärmekraftwerke nicht nur Elektrizität zur
Verfügung, sondern lassen die Auskopp-
lung von Wärme in Form von Prozessdampf oder Heißwasser zu und beliefern
Industrieabnehmer oder speisen in das
regionale Fernwärmenetz ein. Man spricht
in diesem Zusammenhang von Anlagen
der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) oder
auch Heizkraftwerken (HKW). Vorteil dieser durch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) geförderten Erzeugungstechnologien (Abschnitt 2.2) ist der erhöhte Gesamtnutzungsgrad bezogen auf den
energetischen Aufwand. In der Elektrizitätswirtschaft werden im Wesentlichen
zwei Schaltungsvarianten unterschieden –
der Einsatz einer Entnahmekondensationsturbine oder einer Gegendruckturbine.
Während bei der Entnahmekondensationsturbine über verschiedene Entnahmestellen auf unterschiedlichen Druckstufen geregelt Heißdampf entnommen wird, ist das
Betriebskennfeld der Gegendruckturbine
durch das starre Verhältnis zwischen
Strom
und
Wärmeerzeugung
eingeschränkt. Bezüglich der grundsätzlichen
technologischen Entwicklung orientieren
sich beide Typen von KWK-Anlagen an
den oben beschriebenen Kraftwerken.
Für die Energieprognose 2009 wird bei
den kohlenbefeuerten Dampfkraftwerken
der starke zu beobachtende Kostenanstieg
der vergangenen vier Jahre durch ein im
Vergleich zu Kostenanalysen der vergangenen Jahre höheres Niveau der spezifischen Investitionskosten im Jahr 2010
fortgeschrieben (Tabelle 3.14). Die auf
dem europäischen Markt für Kraftwerkskomponenten erwartete Entspannung begründet zunächst sinkende spezifische
Investitionskosten für Dampfkraftwerke,
die ab 2015 in realen Geldwerten als in
etwa konstant angenommen werden
(Abbildung 3.16). Aufgrund der oben dargestellten Marktsituation werden ähnlich
wie bei den kohlenbefeuerten Dampfkraftwerken die Investitionskosten für
Erdgas Kombianlagen im Jahr 2010 auf
einem relativ hohen Niveau angenommen
mit einer Kostenentspannung bereits in
2015 und einer Stabilisierung danach.
Bezüglich der spezifischen Investitionskosten für KWK-Anlagen existieren zwei gegenläufige Effekte: eine kleinere Auslegung der Kondensator- und Rückkühlanlage (bei Gegendruck-Turbinen kann diese
Tabelle 3.14:
75
vollständig entfallen) führt zu spezifischen
Kostenreduktionen, während die in der
Regel kleinere Baugröße der gesamten
Anlage zu spezifischen Kostenerhöhungen
führt. Insgesamt zeigen damit KWKAnlagen etwas höhere spezifische Investitionskosten, die der Entwicklung derjenigen für konventionelle Kraftwerke folgen.
Kurzcharakteristik ausgewählter konventioneller Wärmekraftwerke, Stand 2010
Steinkohlen
Kondensationskraftwerk,
800 MW
Braunkohlen
KondensationsKraftwerk,
1050 MW
Erdgas Gasund Dampfkraftwerk
(GuD), 800 MW
Steinkohlen
Kondensationskraftwerk (EntnahmekondensationsKWK), 500 MW
Erdgas Kondensationskraftwerk (EntnahmekondensationsKWK), 200 MW
46,0
44,5
59,0
44,0
55,0
-
-
-
35,0
45,0
-
-
-
53,0
44,0
1400
1600
700
1795
975
Max. el. Wirkungsgrad [%]
El. Wirkungsgrad
bei max. Wärmeauskopplung [%]
Th. Wirkungsgrad
bei max. Wärmeauskopplung [%]
Spezifische Investitionskosten
[€2007/kW]
2040
75
Steinkohlen Kond.-KW (800MW)
Braunkohlen Kond.-KW (1050 MW)
Erdgas GuD (800MW)
Max. el. Wirkungsgrad [%]
Steinkohlen Entnahmekondensations-KWK (500MW)
65
Erdgas Entnahmekondensations-KWK (200MW)
60
55
50
45
40
Spezifische Investitionskosten [€2007/kW]
70
1840
1640
1440
1240
1040
840
640
440
2010
2015
2020
2030
2040
2010
2015
2020
2030
2040
Abbildung 3.16: Entwicklung von Wirkungsgraden und Investitionskosten ausgewählter konventioneller Wärmekraftwerke
76
Exkurs: CCS-Technologien
Die thermische Nutzung fossiler Energieträger zur Elektrizitätserzeugung hat
mit der Freisetzung von Kohlendioxid zu
der durch anthropogene Emissionen verursachten Klimaänderung beigetragen.
Deshalb wird seit der Jahrtausendwende
verstärkt an neuen Verfahren geforscht,
die es ermöglichen, Kohlendioxid an unterschiedlichen Stellen des Prozessverlaufs in fossil befeuerten Wärmekraftwerken zu entfernen, ggf. zu transportieren, und dann dauerhaft zu speichern.
Diese Technologien werden mit dem
englischen Akronym CCS als „Carbon
Capture and Storage“ bezeichnet.
Derzeit werden vor allem drei technische Konzepte verfolgt.
Pre-combustion capture. Die Abtrennung des Kohlenstoffs erfolgt bei diesem
Verfahren vor der Verbrennung des
Energieträgers über eine Kohlevergasung
oder ein Erdgasreforming und eine anschließende katalytische Kohlenstoffoxid
- Konvertierung. In beiden Fällen entsteht ein Synthesegas aus Wasserstoff
und CO2, das per Absorption getrennt
werden kann, um Wasserstoff als Brennstoff in einem Gasturbinen-Prozess einzusetzen und CO2 der Speicherung zuzuleiten. In den Kraftwerksprozess integrierte Verfahren zur Vergasung von
Steinkohlen zur Verwendung des entstehenden Synthesegases in einer Kombianlage befinden sich noch in der Entwicklung. Sie werden auch „Integrated
Gasification Combined Cycle“ (IGCC)
genannt. Herausforderungen bestehen
bei der Dimensionierung der Luftzerlegungsanlage und der Gaswäschekomponenten für den großtechnischen Einsatz.
Post-combustion capture. Die Abtrennung des CO2 erfolgt bei diesem Verfahren
nach der Verbrennung des Energieträgers
aus dem Rauch- bzw. Abgas mit Hilfe von
Absorptionsverfahren.
Bei
kohlenbefeuerten Kraftwerken finden ähnliche
Verfahren bereits bei der Rauchgaswäsche
zur Entschwefelung und Stickoxidreduktion
Anwendung. Als Waschlösungen zur CO2Ab scheidung werden derzeit Aminlösungen
und Kalksubstanzen erprobt. Vorteil dieser
Technologie ist die grundsätzliche Nachrüstbarkeit, sofern die erforderlichen Flächen für die zusätzlichen Anlagen verfügbar ist. Bei kohlenbefeuerten Kraftwerken
setzen hohe Abscheideraten von wenigstens 88 % eine sorgfältige vorgelagerte
Rauchgasreinigung voraus, da die Waschlösungen leicht durch Stickoxide degradiert
werden können. Grundsätzlich ist die Behandlung des gesamten Rauchgases energetisch außerordentlich aufwendig, da die
Waschlösungen unter Wärmezufuhr regeneriert und das abgetrennte CO2 unter hohem Druck verflüssigt werden müssen. Die
Entwicklung von Membranen zur Abscheidung des CO2 aus dem Rauch- bzw. Abgas
könnte dieses Verfahren vorantreiben, allerdings befinden sich diese Komponenten
im Forschungsstadium.
Oxyfuel combustion. Die Abtrennung des
CO2 kann nach der Verbrennung des Energieträgers aus dem Rauch- bzw. Abgas mit
einem geringen verfahrenstechnischen und
energetischen Aufwand geschehen, wenn
die Verbrennung des Energieträgers mit
reinem Sauerstoff geschieht. Das Rauchbzw. Abgas besteht dann fast ausschließlich aus CO2 und Wasserdampf und die Auftrennung ist durch Kondensation möglich.
Die Herausforderung dieses Verfahrens
liegt in der großtechnischen Luftzerlegung,
den höheren Verbrennungstemperaturen
und bei gasbefeuerten Kraftwerken der
Modifizierung der Turbine an das neue
Arbeitsmittel CO2/H20. Ähnlich wie bei der
Post-combustion Abscheidung könnten
Membranen zur Luftzerlegung eingesetzt
werden, doch hier befinden sich die Forschungen ebenfalls noch in einem frühen
Stadium.
Eine Einschätzung darüber, welches
dieser drei Verfahren zur CO2-Abscheidung für die Anwendung im Kraftwerksbereich besonders geeignet (im Sinne gewünschter Abscheideraten bei möglichst
niedrigen Wirkungsgradverlusten) sein
könnte, ist derzeit noch nicht möglich.
Verschiedene Studien und Untersuchungen zeigen, dass sich die WirkungsWindkonverter. Die Windenergie erfährt in Deutschland seit Inkrafttreten des
EEG im Jahr 2000 eine verstärkte Nutzung. So waren zum 31.12.2008 in
Deutschland 20 301 Windenergieanlagen
installiert mit einer Gesamtleistung von
23 903 MW. Diese erzeugten im Jahr 2008
rund 40 TWh Strom. Neben dem Zubau an
installierter Leistung vollzog sich über die
vergangenen 10 – 15 Jahre überdies eine
Leistungssteigerung je installierter Einheit.
Während bis Mitte der 90er Jahre noch
Windenergieanlagen im Submegawattbereich dominierten, beherrschen seit rund
einem Jahrzehnt Megawattanlagen den
Markt, so dass die durchschnittliche Leistung der 2008 installierten Anlagen bei
über 1 900 MW lag und die durchschnittlich installierte Leistung des Gesamtbestands an Windenergieanlagen in Deutschland im Jahr 2008 bei knapp 1 200 kW pro
Anlage.
Inzwischen knapper werdende windgünstige Standorte an Land und teilweise
Probleme mit der gesellschaftlichen Akzeptanz von Windenergieanlagen in der
77
gradeinbußen der zuvor beschriebenen
Abtrennverfahren, bezogen auf den gesamten Abtrennungs- und Speicherungsprozess, im zukünftigen Verlauf ausgehend von ihrer Einführung ab etwa 2020
in einer Bandbreite von 7 bis 9 Prozentpunkten bis zum Jahr 2040 bewegen
könnten (Kober, Blesl 2008).
Die spezifischen Investitionskosten für
kohlenbefeuerte Kraftwerke mit CCS werden im Bereich von 1 900 bis 2 075 €2007 je
kW angenommen. Für das erdgasbefeuerte
Kraftwerk mit CCS werden Investitionskosten zwischen 1 325 und 1 275 €2007 je
kW unterstellt.
Umgebung von Städten und Siedlungen
führen seit einiger Zeit zu einer verstärkten Standortsuche auf dem Meer und zur
Planung von Offshore-Windparks. Europaweit waren bis Ende 2008 rund
1 500 MW an Offshore-Leistung installiert;
in Deutschland wird aktuell mit dem Windpark „alpha ventus“ der erste OffshoreWindpark mit insgesamt 12 Anlagen à
5 MW installiert.
Mit dem Ausbau der Windenergienutzung einhergegangen ist eine deutliche
Reduktion der spezifischen Investitionskosten inkl. Montage und Netzanschluss.
Letztere sanken seit 1987 von rund
2 500 €/kW
auf
mittlerweile
rund
1 300 €/kW, d. h., es kam mithin in etwa
zu einer Halbierung der spezifischen Investitionskosten über rund zwei Jahrzehnte. Im Offshore-Bereich haben sich aktuell
(2009/2010) spezifische Investitionskosten von rund 2 500 €/kW herausgebildet,
bezogen auf europäische Windparks in
vergleichsweise geringen Wassertiefen
(rund 10 m) und in Küstennähe.
78
von 40 km gerechnet. Unter der Annahme, dass mit Installation der ersten Offshore-Windparks in großen Wassertiefen
und hohen Entfernungen zur Küste Lerneffekte ausgeschöpft werden können, lassen sich auf Basis eines Lernkurvenansatzes die zukünftigen spezifischen Investitionskosten abschätzen. Konkret kann bis
zum Jahr 2040 eine Reduktion dieser Kosten auf knapp 2 000 €/kW erwartet werden (Abbildung 3.17).
Die deutschen Offshore-Windparks sind
für wesentlich größere Wassertiefen und
Entfernungen geplant, so dass hierfür
deutlich höhere Netzanbindungs- und
Fundamentierungskosten anfallen. Auch
ist mit der Wahl größerer Nabenhöhen und
höherer Leistungsklassen zu rechnen. Unter Berücksichtigung dieser Mehrkosten
wird für aktuelle deutsche OffshoreProjekte derzeit mit rund 3 200 €/kW bei
Wassertiefen von 25 m und Entfernungen
spezifische Investitionskosten [€ 2007/kW]
3500
3000
2500
2000
1500
1000
Windkonverter offshore:
Küstenentfernung: 40 km
Fundamenttiefe: 25m
500
Windkonverter onshore (2 MW)
Windkonverter offshore (5 MW)
Photovoltaik Dachanlage
Photovoltaik Freiflächenanlage
0
2010
2015
2020
2030
2040
Abbildung 3.17: Entwicklung der Investitionskosten für Windenergiekonverter (WEA) und Photovoltaikanlagen (PV).
Photovoltaikanlagen. In Deutschland
fallen im langjährigen Mittel jährlich zwischen 900 und 1 200 kWh solarer Strahlungsenergie auf einer horizontalen Fläche
ein. Dabei beträgt die Globalstrahlung in
den nördlichen Landesteilen im Durchschnitt rund 950 kWh/(m² a), in den mittleren Regionen rund 1 000 kWh/(m² a)
und in den südlichen Gegenden bis zu
maximal 1 150 kWh/(m² a). Photovol-
taikmodule wandeln diese Strahlungsenergie direkt in elektrische Energie um,
wobei der Modulwirkungsgrad vom verwendeten Halbleitertyp abhängt. Mit monokristallinen Zellen werden heute Wirkungsgrade von bis zu 18 % erreicht,
während polykristalline Zellen rund 14 –
15 % erreichen und amorphe Siliziumzellen einen Wirkungsgrad von ca. 6 – 7 %
aufweisen. Neben diesen Zelltypen auf
Siliziumbasis finden Dünnschichtzellen auf
Basis von Cadmiumtellurid (CdTe) und
Kupferindiumdeselenid (CIS) Verwendung,
die Wirkungsgrade zwischen 10 und 12 %
erreichen. Forschungsanstrengungen konzentrieren sich aktuell vor allem auf die
Optimierung
von
Fertigungsverfahren,
Wirkungsgradverbesserungen,
Materialund Energieeinsparungen beim Herstellungsprozess sowie die Einführung neuer
Zelltypen und die Weiterentwicklung der
Dünnschichttechnologien
(Reproduzierbarkeit der Laborprozesse auf größeren
Flächen, höhere Prozessausbeuten, höhere Anlagenverfügbarkeit, Erhöhung der
Abscheideraten, etc.). Insbesondere durch
Skaleneffekte bei der Fertigung sind die
spezifischen Investitionskosten zuletzt
deutlich gesunken und liegen aktuell bei
rund 2 600 – 3 000 €/kW in Abhängigkeit
von der Größe der Anlage. Basierend auf
einem Lernkurvenansatz und der Annahme, dass weitere Lerneffekte ausgeschöpft werden können, lassen sich die
zukünftigen spezifischen Investitionskosten abschätzen. Auf diese Weise ermittelt,
Tabelle 3.15:
79
werden bis zum Jahr 2040 spezifische Investitionskosten zwischen rund 1 400 und
1 600 €/kW erwartet (Abbildung 3.17).
Nutzung regenerativer Energiequellen
Die Entwicklung der Stromerzeugung
aus Erneuerbaren Energien wird im Wesentlichen durch die politischen Rahmenbedingungen der Förderung über das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) bestimmt (Abschnitt 2.2). Vor dem Hintergrund der politisch angestrebten Ausbauziele und unter der Annahme, dass die
Förderung über das EEG bestehen bleibt
und ggf. angepasst wird, sowie unter Berücksichtigung der Entwicklung der vergangenen Jahre wird für die Energieprognose 2009 eine Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien abgeschätzt (Tabelle 3.15). Entsprechend
steigt die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien von 86,8 TWh im Jahr 2007
bzw. 91,9 TWh in 2008 bis 2020 auf
173,5 TWh und bis 2030 auf 238,7 TWh.
Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in der Referenzprognose (Ra) der Energieprognose 2009 in TWh
Lauf-, Speicherwasser
Windkraft
- onshore
- offshore
Biomasse
Photovoltaik
Geothermie
Summe
2000
24,9
7,6
7,6
0,0
4,1
0,1
0,0
36,7
2005
21,5
27,2
27,2
0,0
13,6
1,3
0,0
63,6
Die Stromerzeugung in Lauf- und Speicherwasserkraftwerken ist in Deutschland
bereits auf einem hohen Stand ausgebaut.
Durch die Modernisierung bestehender
Anlagen und die (Wieder-)Inbetriebnahme
von Kleinanlagen ist noch ein gewisses
Ausbaupotenzial vorhanden, dessen Realisierung bis zum Jahr 2020 weitgehend
umgesetzt sein wird. Entsprechend wer-
2007
21,3
39,7
39,7
0,0
22,7
3,1
0,0
86,8
2012
23,0
55,1
48,8
6,3
30,2
7,4
0,3
116,0
2020
24,5
98,6
64,7
33,9
36,1
13,3
1,0
173,5
2030
24,5
152,6
69,6
83,0
40,0
18,8
2,8
238,7
den rund 24,5 TWh in Wasserkraftanlagen
erzeugt.
Bei der Windenergie, die mit ca. 40 TWh
derzeit den größten Beitrag zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in
Deutschland liefert, ist für die Anlagen an
Land (Onshore) unterstellt, dass es zukünftig zu einem fortlaufenden Repowe-
80
ring kommt und dass auch weitere Standorte für die Nutzung der Windenergie erschlossen werden. Entsprechend ergibt
sich ein Wachstum auf 64,7 TWh in 2020
bzw. 69,6 TWh in 2030. Hinsichtlich der
Nutzung der Windenergie auf See (Offshore) sind dagegen lediglich erste Prototypanlagen in Bau, für weitere Standorte in
der Nord- und Ostsee ist die Genehmigung
beantragt. Für die derzeit diskutierten 25
Standorte ist unterstellt, dass sie im Zuge
des Ausbaus der Offshore Windenergie bis
zum Jahr 2020 mit ersten Anlagen versehen werden, so dass in 2020 dann rund
10 GW installiert sein können mit einem
Stromerzeugungspotenzial
von
ca.
34 TWh. Der weitere Ausbau dieser
Standorte wird sich bis 2030 fortsetzen,
so dass bei einer installierten Kapazität
von rund 25 GW ca. 83 TWh durch WindOffshore-Anlagen erzeugt werden.
Der dargestellte Ausbau im OffshoreBereich stellt aus heutiger Sicht eine sehr
optimistische Entwicklung dar und verlangt eine erfolgreiche Installation und
Inbetriebnahme der ersten Windparks,
den rechtzeitigen Ausbau der entsprechenden Stromnetze (siehe unten) und
der Infrastruktur an der Küste sowie eine
fortlaufende Unterstützung und Anpassung der Vergütungssätze über das EEG.
Eine Anpassung der EEG-Vergütungssätze
erscheint in der Zukunft unter Betrachtung der in Abbildung 3.16 dargestellten Kostenentwicklung der Stromerzeugungstechnologien zur Nutzung regenerativer Energiequellen notwendig, da
die EEG-Vergütungssätze in nominalen
und realen Geldwerten für viele Standorte
und Anlagen im Vergleich mit den Gestehungskosten zukünftig dann nicht kostendeckend sein würden. Die Fortführung der
im EEG berücksichtigten Degressionssät-
ze20 führt für Windkraftanlagen auf dem
Land, die 2015 in Betrieb gehen, zu annuitätisch gemittelten Vergütungssätzen
(auf Basis der Anfangsvergütung von
86,6 €/MWhel) von 57,4 €2007/MWhel in
realem Geldwert während des Vergütungszeitraums von 20 Jahren. Mit den in
Zukunft zu erwartenden Investitionskosten für Windkraftanlagen sind die Vergütungssätze des EEG aufgrund der deutlichen Degression nicht mehr kostendeckend. Darüber hinaus wirken sich die
Degressionssätze durch den nominalen
Bezug verstärkt auf den Rückgang der
Vergütungssätze aus21.
Die Stromerzeugung aus Biomasse
wächst weiterhin deutlich mit einem Zuwachs von rund 75 % bis 2030 gegenüber
2007 auf insgesamt 40 TWh (einschl. der
biogenen Anteile der Abfälle). Der
Schwerpunkt des Zuwachses liegt bei den
biogenen flüssigen Brennstoffen (+133 %
ggü. 2007), gefolgt vom Biogas (+103 %)
und der festen Biomasse (+94 %). Rückläufig ist dagegen der Beitrag beim Klärund Deponiegas. Weitere 5 TWh/a stammen aus dem biogenen Anteil der Siedlungsabfälle.
Die Photovoltaik weist derzeit hohe Zuwachsraten bei der Installation neuer Anlagen auf, jedoch auf einem noch niedrigen Gesamtniveau. Der Zuwachs, der in
den nächsten Jahren noch in ähnlicher
Form anhalten wird, wird sich dann im
Laufe der Zeit zunehmend verlangsamen.
Eine stärkere Forcierung des Zubaus über
eine Anpassung der Vergütungssätze des
20
Nach dem EEG beträgt der Degressionssatz für
Wind-Onshore Anlagen 1 % pro Jahr, für WindOffshore Anlagen 5 % pro Jahr ab 2015, für Solar-Dachanlagen 8 bis 10 % pro Jahr und für Solar-Freiflächenanlagen 9 bis 10 % pro Jahr.
21
In anderen Ländern, z. B. Frankreich, erfolgt die
Vergütung für regenerative Energien inflationsbereinigt.
EEG wird hier nicht unterstellt, da bei einer installierten Gesamtkapazität von über
20 GW in 2030 und einer Stromerzeugung
aus Photovoltaik von rund 19 TWh dann
auch die derzeit noch reichlicher vorhandenen Potenziale auf Freiflächen zunehmend knapper werden, so dass der weitere Zubau auf Dachflächen begrenzt bleibt.
Bei der Geothermie wurden mit dem
EEG 2009 die Vergütungssätze nochmals
deutlich angehoben und die Errichtung
von Geothermieanlagen zur Stromerzeugung wird ab 2008 auch durch das Marktanreizprogramm des Bundesumweltministeriums in Form eines Sicherungsfonds
gefördert. Trotz verbesserter Förderbedingungen und grundsätzlicher Kompatibilität
mit dem Energieversorgungssystem hemmen jedoch die hohen Fündigkeitsrisiken
in Verbindung mit hohen Bohrkosten eine
rasche Expansion. Vor diesem Hintergrund
ist bei der Stromerzeugung aus Geothermie auch zukünftig eher eine nur schwach
wachsende Entwicklung zu erwarten. Entsprechend steigt die Stromerzeugung aus
Geothermie auf 1 TWh bis 2020 und auf
2,8 TWh bis 2030.
Ausbau des Übertragungs- und Verteilnetzes und der Kuppelkapazitäten
Die Integration zunehmender fluktuierender Winderzeugung in das Verbundsystem und der vermehrte grenzüberschreitende Elektrizitätshandel als Ziel der Integration der EU Strommärkte machen
den Ausbau des deutschen Übertragungsund Verteilnetzes und der Interkonnektoren zu Deutschlands Nachbarstaaten erforderlich.
Derzeit bestehen im deutschen Elektrizitätsnetz keine großräumigen, strukturellen
81
Engpässe. Diese sind bis zum Jahr 2015
auch nicht zu erwarten, unter der Voraussetzung, dass die heute erforderlichen
Trassenausbauten auch bis dahin ausgeführt werden. Hingegen kann es zu lokal
begrenzten Versorgungsengpässen kommen, die aber nach dem MonitoringBericht der Bundesnetzagentur die Versorgungssicherheit
nicht
gefährden
(BNetzA 2008). Für die Zeit nach 2015
herrscht erhebliche Unsicherheit über die
zu erwartende Netzbelastung. Dies hängt
mit den durchaus ambitionierten Ausbauplänen der Offshore-Windanlagen in der
Nord- und Ostsee zusammen, deren Realisierung große Anforderungen an den
Netzausbau stellen wird (Jansen et al.
2005). Bislang sind von den ursprünglich
vor einigen Jahren geplanten NetzausbauProjekten zur Erschließung der Küstenbereiche der Nord- bzw. Ostsee nur ein kleiner Teil tatsächlich beantragt und dann
auch genehmigt worden. Laut Angaben
der Bundesnetzagentur planen die Übertragungsnetzbetreiber für den Zeitraum
2009 bis 2017 mit 5,4 Mrd. Euro Netzinvestitionen. Diese werden über die Netzentgelte als Teil des Endkundenpreises an
die Verbraucher überwälzt werden.
Die fortschreitende Binnenmarktintegration wird in der Energieprognose 2009 in
erster Linie durch den projektierten Ausbau der Kuppelstellen auf der Basis der
Studien der UCTE berücksichtigt (Tabelle
3.16). Doch auch dieser Netzausbau an
den Knoten zu benachbarten Übertragungsnetzen zwischen europäischen Regelblöcken und Ländern ist mit Unsicherheiten verbunden. Insbesondere ist zu
erwarten, dass bis 2030 weitere Ausbauprojekte hinzukommen werden.
82
Geplanter Ausbau der Kuppelstellen in der EU bis 2020 in MW (UCTE 2009)22
Tabelle 3.16:
Von
UKTSOA
NORDEL
BALTSO
NWB
NEB
SWB
CSB
2 900
3 190
CEB
IPS/UPS
1 000
0
TEIAS
NA
Nach
UKTSOA
NORDEL
0
0
BALTSO
NWB
NEB
5 350
5 350
0
2 400
200
0
1 500
2 000
5 700
600
0
13 100
1 000
SWB
4 000
0
CSB
7 100
2 200
CEB
2 200
IPS/UPS
1 620
0
22
1 640
1 600
350
480
TEIAS
NA
800
800
800
0
0
800
Legende: UKTSOA (Vereintes Königreich), NORDEL (Dänemark, Finnland, Island, Norwegen, Schweden), BALTSO (Estland, Lettland, Litauen), North Western Block (NWB) (Frankreich, Deutschland, Österreich, Schweiz,
Niederlande, Belgien, Luxemburg), North Eastern Block (NEB)( Polen, Tschechische Republik, Ungarn, Slowakei), South Western Block (SWB) (Spanien, Portugal), Central South Block (CSB)( Italien, Kroatien, Slowenien),
Central Eastern Block (CEB), (Griechenland, Bosnien, Serbien, Montenegro, Mazedonien, Bulgarien, Rumänien)
IPS/UPS, TEIAS (Turkei), Nordafrika (NA).
Referenzprognose
4
83
Referenzprognose
sultierenden Strukturen der Energienachfrage und der Energieversorgung in
Deutschland für die Referenzprognose bei
Kernenergieausstieg erläutert. Da die Ausgestaltung des europäischen Emissionshandelssystems es mit sich bringt, dass
die Entwicklung der in den Emissionshandel integrierten deutschen Sektoren in die
gesamteuropäische Entwicklung eingebettet ist, beginnen die Ausführungen mit der
europäischen Ebene.
Die zuvor erläuterten Entwicklungen der
Rahmenbedingungen der Energie- und
Klimapolitik (Abschnitt 2) sowie die hergeleiteten Abschätzungen der weiteren Entwicklung der bedarfsbestimmenden Größen (Abschnitt 3) bilden die Grundlage für
die Energieprognose 2009. In Tabelle 4.1
sind wesentliche Rahmengrößen noch
einmal in einer Übersicht zusammengestellt. Im Folgenden werden die daraus re-
Tabelle 4.1:
Entwicklung wesentlicher Rahmendaten für die Referenzprognose bei Kernenergieausstieg (Ra) der Energieprognose 2009
Einheit
2007
2012
2020
2030
Bevölkerung
Mio.
82,3
82,0
81,4
79,7
Haushalte
Mio.
39,7
40,6
41,5
42,0
Reales Bruttoinlandsprodukt
Mrd. €2000
2 241,7
2 253,8
2 526,3
2 784,2
Wohnfläche
Mio. m2
3 448,2
3 573,6
3 787,5
4 014,5
Mrd. Pkm
1 047,0
1 061,4
1 078,5
1 067,9
Mrd. tkm
568,3
615,2
737,4
879,7
Rohölpreis (OPEC-Korb)
$2007/bbl
69
58
71
75
4.1
Entwicklungen auf europäischer Ebene
Fortschritte bezüglich der Energieeffizienz und die Folgen der Wirtschaftskrise
führen zu einem leichten Rückgang des
Primärenergieverbrauchs in der EU-27 bis
2020 gegenüber 2007. In der Folge steigt
der europäische Primärenergieverbrauch
wieder leicht an und liegt 2030 nur geringfügig über dem Niveau von 2007.
Während der Verbrauch an Kohlen im
Zeitablauf sinkt, erhöht sich der Anteil der
Erneuerbaren Energien am Primärenergieverbrauch von 7 % (2007) auf rund 15 %
(2030). Die Nettostrombereitstellung in
der EU-27 erhöht sich von 3 181 TWh in
2006 auf 3 470 TWh in 2030. Neben einem schwachen Rückgang der Stromerzeugung aus Kohlen ist eine Steigerung
der Strombereitstellung auf Basis von
Erdgas zu beobachten. Gleichzeitig wird
das Ziel, den Anteil der Erneuerbaren
Energien an der Stromerzeugung auf
20 % bis 2020 auszuweiten, leicht übertroffen.
84
Referenzprognose
Die Vorgabe, die CO2-Emissionen in der
EU-27 in den vom Emissionshandelssystem (ETS) betroffenen Sektoren bis 2020
gegenüber 2005 um 21 % zu reduzieren,
wird in der Referenzprognose erreicht.
Der daraus resultierende Emissionszertifikatspreis erhöht sich bis 2015 zunächst
auf 40 €2007/t CO2 und sinkt im Anschluss
wieder bis auf 31 €2007/t CO2 im Jahr
2030. Ab 2030 ist allerdings mit einem
deutlichen Anstieg der Zertifikatspreise zu
rechnen. Im Gegensatz zum ETS-Bereich
reichen auf europäischer Ebene die derzeit implementierten Maßnahmen nicht
aus, das europäische Ziel einer Minderung
der Emissionen um 10 % bis 2020 gegenüber 2005 für die nicht unter den Emissionshandel fallenden Bereiche zu erreichen. Insgesamt verringern sich die energiebedingten CO2-Emissionen in der EU27 bis 2020 um 19 % und bis 2030 um
knapp 24 % gegenüber 1990.
Für die in der Referenzprognose beschriebene Entwicklung der Energieversorgung in Deutschland sind auch die Einflüsse und Wechselwirkungen mit dem
europäischen Energiesystem zu berücksichtigen. Dies schlägt sich zum einen im
grenzüberschreitenden
Austausch
von
Energieträgern im europäischen Binnenmarkt nieder. Ein zweiter mächtiger Integrationsaspekt betrifft die CO2-Preise, die
sich für die durch das europäische Emissionshandelssystem (ETS) erfassten Sektoren auf europäischer Ebene bilden, ihre
Lenkungswirkung jedoch auch in Deutschland entfalten.
verbrauchssektoren (ausgenommen der
Bereich der privaten Haushalte) bis 2030
ein Anstieg der Energienachfrage zu beobachten. Andererseits kommt es zu deutlichen Verbesserungen im Bereich der
Energieeffizienz. So kann insbesondere in
der Stromerzeugung trotz steigender
Stromnachfrage der benötigte Brennstoffeinsatz merklich reduziert werden. Hier
spielen insbesondere Anpassungen in den
neuen Mitgliedsländern der Europäischen
Union eine Rolle. Zu Beginn des Betrachtungszeitraums hat zudem die derzeitige
Finanz- und Wirtschaftskrise einen dämpfenden Effekt auf den Energiebedarf.
Um diese Effekte auf gesamteuropäischem Niveau erfassen und quantifizieren zu können, wurde im Rahmen der
Energieprognose ein Energiesystemmodell
verwendet, das neben Deutschland auch
alle übrigen Länder der EU-27 abbildet. An
dieser Stelle soll daher zunächst ein Überblick über die Entwicklung der Energieversorgung in der EU-27 sowie der aus dem
Emissionshandel resultierenden CO2-Preise
gegeben werden.
Ingesamt ergibt sich daher zunächst ein
leicht sinkender Verlauf des Primärenergieverbrauchs. 2020 liegt der Primärenergieverbrauch in der EU-27 bei 74 211 PJ
und somit um knapp 2 % niedriger als im
Jahr 2007. Anschließend erfolgt jedoch ein
erneuter schwacher Anstieg des Primärenergiebedarfs auf gesamteuropäischer
Ebene, so dass er 2030 mit 76 794 PJ
leicht über dem Ausgangswert von 2007
liegt.
Bezüglich der Struktur des Primärenergieverbrauchs ist ein deutlicher Rückgang
des Verbrauchs an Kohlen zu beobachten,
bis 2030 bei Steinkohle um circa 32 %
sowie bei Braunkohle um knapp 52 %
Bei der Entwicklung des Primärenergieverbrauchs auf europäischer Ebene überlagern sich unterschiedliche Effekte. Einerseits ist in den meisten End-
Referenzprognose
85
gegenüber dem Niveau von 2007. Ihr Anteil am Primärenergieverbrauch sinkt dadurch in diesem Zeitraum von 18 % auf
11 %. Der Verbrauch von Mineralöl und
Erdgas bleibt hingegen annähernd konstant und beläuft sich 2030 auf 28 189 PJ
bzw. 18 478 PJ. Der Anteil der Kernener-
gie geht zwischen 2007 und 2030 leicht
zurück, von 10 101 PJ auf 9 209 PJ.
Gleichzeitig ergibt sich ein deutlicher Ausbau bei den erneuerbaren Energieträgern,
deren
Beitrag
zum
Primärenergieverbrauch sich von circa 7 % im Jahr
2007 auf 15 % im Jahr 2030 erhöht.
90000
Stromimportsaldo
80000
70000
76436 76431 75628
69585 69633
72195
75123 75041 74211 75054 76794
Müll (nicht-ern.)
Sonst.
Erneuerbare
60000
Wasser, Wind,
Solar
50000
Kernenergie
40000
Erdgas
30000
Mineralöl
20000
Braunkohle
10000
Steinkohle
0
1990
Abbildung 4.1:
1995
2000
2005
2006
2007
2015
2020
2025
2030
Primärenergieverbrauch in der EU-27 nach Energieträgern in der Referenzprognose
(Ra)
Strombereitstellung
Die Nettostrombereitstellung23 auf dem
europäischen Markt (EU-27), in den der
deutsche Strommarkt eingebettet ist,
steigt von 3 254 TWh in 2012 auf
3 520 TWh in 2025 an und sinkt danach
auf 3 470 TWh in 2030 (Abbildung 4.2).
Das durchschnittliche jährliche Wachstum
von 0,6 % im Zeitraum 2012 bis 2025
liegt jedoch deutlich unter der Wachstumsrate des Zeitraums 1990 bis 2006
23
2012
Die Nettostrombereitstellung ist die gesamte
erzeugte elektrische Arbeit, gemessen an den
Ausgangsklemmen der Hauptgeneratoren abzüglich des Eigenverbrauchs der Kraftwerke und zuzüglich des Stromimportsaldos.
mit 1,6 %. Der Stromimportsaldo der EU27 nimmt aufgrund der verstärkten Nettoimporte aus Norwegen und der Schweiz
von 11 TWh in 2012 auf 61 TWh in 2030
zu. Die Nettostromerzeugung auf dem
Markt der EU-27 zeigt in der Referenzprognose (Ra) eine Steigerung der Erdgasstrommengen, beginnend in 2012 mit
771 TWh und einem Maximum von
1 044 TWh in 2025. Etwa die Hälfte des
Erdgasstromes wird dabei in GuD-Anlagen
erzeugt. Der Anteil der Kohlen an der
Stromerzeugung ist leicht rückläufig und
erreicht in 2030 22 % und bleibt somit ein
wichtiger Bestandteil des europäischen
Energiemixes. Die Kernenergie trägt mit
Referenzprognose
86
889 TWh in 2012 zu 28 % an der Stromerzeugung bei. Dieser Anteil reduziert
sich auf 24 % in 2030. Gefördert durch
unterschiedliche Instrumente kommt es
europaweit zu einem Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien auf
18,6 % Anteil am Bruttostromverbrauch in
2012 und 21,8 % in 2020, so dass das
europäische Ziel eines Anteils von 20 %
für die Erneuerbaren Energien an der
Stromerzeugung erreicht wird. Neben der
Wasserkraft, deren Ausbaupotenzial in
Europa weitgehend ausgeschöpft ist, entwickelt sich Windenergie zu einem bedeu-
tenden erneuerbaren Energieträger und
trägt in 2030 mit 305 TWh zu 9 % an der
Nettostromerzeugung bei. Der europäische Energieträgermix der Stromerzeugung verursacht durchschnittliche Kohlendioxid-Emissionen
in
Höhe
von
330 kg CO2/MWh
in
2012
und
224 kg CO2/MWh in 2030. Diese Verminderung der spezifischen Emissionen entspricht
einer
Reduktion
der
CO2Emissionen der Stromerzeugung um
426 Mio. t CO2 (-40 %) für den Zeitraum
2012 bis 2030.
4000
3145
3000
3181
3254
3354
3437
3520
3470
Sonstige / Müll
nicht-ern.
28%
Sonstige
Erneuerbare
24%
2880
2595
2470
20%
2000
16%
1500
12%
1000
8%
500
4%
3500
2500
Stromimport-saldo
32%
Biomasse / Müll
ern.
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
Steinkohle
0
0%
1990
Abbildung 4.2:
1995
2000
2005
2006
2012
2015
2020
2025
2030
Anteil Erneuerbarer
Energien
Nettostrombereitstellung in der EU-27 in der Referenzprognose (Ra)
CO2-Emissionen und Zertifikatspreise
Insgesamt werden im europäischen
Emissionshandelssystem für die Referenzprognose bei Kernenergieausstieg die Ziele entsprechend der Vorgaben erreicht.
Das heißt, die Emissionsreduktion um
21 % in den ETS-Sektoren im Jahr 2020
gegenüber 2005 wird durch unterschiedliche nationale Beiträge der Mitgliedsländer
der EU-27 erzielt (Abbildung 4.3). Die Un-
terschiede in den verschiedenen Ländern
der Europäischen Union bezüglich des eingesetzten Brennstoffes zur Stromerzeugung bzw. in den industriellen Großfeuerungsanlagen sowie deren Baualtersstruktur bieten unterschiedliche Alternativen
der Emissionsreduktion. Darüber hinaus
beinhaltet
der
grenzüberschreitende
Stromaustausch die Möglichkeit, indirekt
Emissionszertifikate zu handeln.
87
45%
45
40%
40
33,7%
35%
30%
35
30
27,6%
25%
25
21,0%
20%
20
15,1%
15%
15
CO2-Preis [€2007/tCO2]
Reduktion CO2 Emissionen EU-27 [%]
Referenzprognose
ETSReduktion
(Basis
2005)
Non-ETSReduktion
(Basis
2005)
ETS CO2Preis
10,4%
10%
6,4%
5%
2,8%
7,6%
7,5%
10
5
1,7%
0%
0
2012
Abbildung 4.3:
2015
2020
2025
2030
Reduktion der CO2-Emissionen in der EU-27 und resultierender CO2-Preis im ETS in
der Referenzprognose (Ra)
Die kontinuierliche Reduktion der zugeteilten Emissionszertifikate um 1,74 %
p.a. führt bis 2015 zunächst zu einem
Anstieg
des
CO2-Preises
auf
rund
40 €2007/t CO2. Die Einbeziehung des Luftverkehrs in das Emissionshandelssystem
ab dem Jahr 2012 trägt zu diesem Preisanstieg bei. So ist die Menge der den Luftfahrzeugbetreibern zugeteilten Zertifikate
im Jahr 2012 auf 97 % der historischen
Emissionen im Mittel der Jahre 2004 bis
2006 begrenzt und mit Beginn der dritten
Handelsperiode ab 2013 auf 95 %, obwohl
der deutliche Anstieg der Verkehrsleistung
im Luftverkehr mit einer kontinuierlichen
Zunahme der CO2-Emissionen einhergeht.
Dies resultiert in eine zusätzliche Verknappung der verfügbaren Emissionszertifikate in den übrigen ETS-Sektoren. Während sich bis zum Jahr 2012 die Auswirkungen der Wirtschaftskrise noch mindernd auf den CO2-Preis auswirken, führen im Jahr 2015 die begrenzten Zubaumöglichkeiten von Kraftwerkskapazitäten
und die gleichzeitige Zunahme der Stromnachfrage in der EU-27 zu dem besagten
CO2-Preisanstieg.
Nach 2015 stehen dann weitere CO2Vermeidungsoptionen zur Verfügung, wie
die Wirkungsgradsteigerung beim Neubau
von Kraftwerken, die Wahl eines kohlenstoffärmeren bzw. -freien Brennstoffes
bzw. nach 2020 auch die Nutzung der
CCS-Technologie,
um
kostengünstiger
CO2-Emissionen zu vermeiden. Dadurch
nimmt ungeachtet des Anstiegs der Energieträgerpreise und der weiteren Reduktion der zugeteilten Emissionszertifikate der
CO2-Preis zukünftig wieder ab. In 2020
und
2025
betragen
die
ETS–
Zertifikatspreise
rund
30
bzw.
28 €2007/t CO2, bis zum Jahr 2030 steigen
sie geringfügig auf 31 €2007/t CO2. Der
bereits integrierte verstärkte Ausbau der
Erneuerbaren Energien und dessen Finanzierung über ein separates Instrument
wirken sich mindernd auf die ETS-
Referenzprognose
88
werden die hohen CO2-Preise nach 2030
antizipiert, so dass bereits ab 2020 CCSKraftwerke zugebaut werden, obwohl zu
diesem Zeitpunkt die Höhe der Zertifikatspreise einen Einsatz der CCSTechnologie noch nicht rentabel erscheinen lässt.
Zertifikatspreise aus. Nach 2030 ist hingegen mit einem deutlichen Anstieg des
Zertifikatspreises zu rechen. Dieser liegt
2040 auf einem Niveau von 53 €2007/t CO2
und 2050 bei 88 €2007/t CO2 (Tabelle 4.2).
Die erheblichen Preissteigerungen nach
2030 bilden damit die Grundlage für den
Einsatz der CCS-Technologie: Im Modell
Tabelle 4.2:
Entwicklung der ETS-Zertifikatspreise in der Referenzprognose (Ra)
Zertifikatspreis €2007/tCO2
2012
27,9
2015
40,1
Im Gegensatz zum ETS-Bereich reichen
auf europäischer Ebene die derzeit implementierten Maßnahmen nicht aus, das
europäische Nicht-ETS-Ziel einer Minderung der Emissionen um 10 % bis 2020
gegenüber 2005 zu erreichen. Hierfür
hauptsächlich mitverantwortlich ist die
trotz der derzeitigen Wirtschaftskrise bis
zum Jahr 2020 höhere Nachfrage nach
Güterverkehrsleistung. In Bezug auf den
Energieverbrauch und die Emissionen
kann sie bis dahin auch nicht durch Effizienzsteigerung, alternative Antriebssysteme und Erhöhung des Beladungsgrades
bzw. die weitere Reduktion von Leerfahrten kompensiert werden. Ohne weitere
nationale Maßnahmen, d. h. alleine durch
den technologischen Fortschritt in der
Energieumwandlung bzw. bei der –nachfrage, sind in den Nicht-ETS-Sektoren in
der EU-27 zukünftig nur relativ niedrige
Emissionsminderungen zu erwarten. Ins-
2020
30,3
2025
28,5
2030
31,3
2040
53,4
2050
88,1
gesamt reduzieren damit die bisher eingeleiteten Maßnahmen die CO2-Emissionen
in der EU-27 bis 2020 um 19 %, bis 2030
um 25 % gegenüber 1990.
4.2
Endenergieverbrauch in Deutschland
Bezüglich des Endenergieverbrauchs in
Deutschland werden im Folgenden zunächst die Entwicklungen bei den einzelnen Endverbrauchssektoren charakterisiert, beginnend mit dem Sektor Industrie
(Übriger Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe), über den Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD) und den
Haushaltssektor
bis
hin
zum
Verkehrsbereich. Die entsprechenden Angaben zu den Entwicklungen der bedarfsbestimmenden Größen und des Energiedienstleistungsbedarfs finden sich in Abschnitt 3.1 bis 3.6.
Industrie
Der Endenergieverbrauch der Industrie
reduziert sich gegenüber dem durchschnittlichen Verbrauch von 2001-2005
(2 412 PJ) um 109 PJ (2015) bzw. 196 PJ
(2020). Damit werden die Zielvorgaben
hinsichtlich der absoluten Reduktion des
Endenergieverbrauchs aus dem Nationalen Energieeffizienz Aktionsplan für die Industrie (45-64 PJ in 2016 bezogen auf
den Durchschnitt der Jahre 2001 bis
2005) klar erreicht. Hauptreiber dieser
Entwicklung sind zum einen Effizienzsteigerungen und zum anderen Produktionsrückgänge in einigen Branchen, wie
z. B. der Zementindustrie. Die Entwicklung
der Energieträgerstruktur in der Industrie
ist charakterisiert durch eine Zunahme von
Strom und Erneuerbaren Energien bei einer Abnahme von Öl und Gas sowie einem
leichten Rückgang von Kohlen.
Referenzprognose
Beim Endenergieverbrauch in der Industrie stehen neben der Bereitstellung
von Wärme und Dampf vor allem die Produktionsprozesse in den einzelnen Branchen im Vordergrund. Die verwendeten
Verfahren benötigen Energie für chemische bzw. physikalische Umwandlungsprozesse. Der gesamte Endenergieverbrauch
der Industrie wird ermittelt, indem die
Entwicklung in einzelnen Branchen separat
analysiert wird. Hier werden die energieintensiven Branchen Eisen/Stahl, Aluminium, Kupfer, Chlor, Ammoniak, Zement,
Kalk, Behälterglas, Flachglas und Papier
sowie die nicht-energieintensiven Branchen sonst. NE-Metalle, sonst. Chemie,
sonst. nichtmetallische mineralische Stoffe
(NM-Mineralien) und andere Industrien
(z. B. Ernährung und Tabak, Gummi- und
Kunststoffwaren) unterschieden. Zu berücksichtigen ist, dass die in der Statistik
aggregiert dargestellten Branchen NEMetalle, Chemie sowie NM-Mineralien in
den Analysen detaillierter dargestellt werden.24 Treibende Größen für die Entwicklung des Endenergieverbrauchs der Industrie sind die Veränderungen in den
Produktionsmengen, bezogen auf die jeweiligen Maßeinheiten (z. B. Entwicklung
der produzierten Tonnen Stahl, ausgehend
von 2004). Abbildung 4.4 zeigt die Annahmen bezüglich der Entwicklung der
industriellen Produktionsmengen für die
im Energiesystemmodell TIMES PanEU
prozessorientiert abgebildeten, energieintensiven Industriebranchen, basierend auf
der Wirtschaftsentwicklung aus Abschnitt
3.3.25
24
NE-Metalle enthält Aluminium, Kupfer und sonst.
NE-Metalle; Chemie enthält Ammoniak, Chlor und
sonst. Chemie; NM-Mineralien enthält Zement,
Kalk, Flachglas, Behälterglas und sonst. NMMineralien.
25
Der Berechnung des Endenergieverbrauchs in den
jeweiligen Branchen des Industriesektors liegen
für die energieintensiven Industrien physische
Mengen (in Mio. t.) zugrunde. Basis der Berech-
89
Ein kontinuierlicher Rückgang ist für die
Zementproduktion in Deutschland zu erwarten. Während in 2005 hier noch
32 Mio. t produziert wurden, sinkt dieser
Wert bis 2030 auf 30 Mio. t. Auch die
Kalkproduktion
verringert
sich
von
6,6 Mio. t in 2005 auf 5,9 Mio. t in 2020
bzw. 5,7 Mio. t in 2030. Anders als der
recht stetig verlaufende Produktionsrückgang bei diesen nichtmetallischen mineralischen Stoffen wird für metallische Erzeugnisse eine nach 2010, wenn auch
teilweise nur leichte, wieder aufholende
Entwicklung zugrunde gelegt. Die produzierte Menge an Eisen und Stahl liegt nach
einem Rückgang in 2010 langfristig bei
über 45 Mio. t und damit über den
44,4 Mio. t des Jahres 2005. Die Herstellung von Aluminium in Deutschland verringert sich von 1,3 Mio. t in 2005 auf
1,23 Mio. t in 2010 und liegt in 2020 wieder bei 1,31 Mio. t bzw. in 2030 bei
1,27 Mio. t. Bei der deutschen Kupferproduktion ist eine relativ konstante Produktionsmenge ein charakteristisches Merkmal der Entwicklung.
Für den energieintensiven Bereich der
chemischen Industrie erfolgt ein stetiger
und zugleich starker Produktionsanstieg.
So steigt die Herstellung von Ammoniak
von 2,6 Mio. t in 2005 auf über 3,1 Mio. t
in 2020 und auf über 3,2 Mio. t in 2030.
Die Chlorproduktion nimmt ebenfalls zu,
von 4,4 Mio. t in 2005 auf 5,3 Mio. t in
2020 bzw. 5,6 Mio. t in 2030.
Die ebenfalls energieintensive Papierindustrie kann ihre Produktion in Deutschland deutlich steigern, von 21,6 Mio. t in
2005 auf 29,5 Mio. t in 2020 und 33 Mio. t
in 2030. Hierfür spricht der in der Vergangenheit zu beobachtende enge Zusam-
nungen für die nicht-energieintensiven Industrien
ist die Nachfrage nach Energiedienstleistungen.
Referenzprognose
90
menhang dieser Größe mit der Entwicklung des BIP, der auch für die Zukunft
weiter so angesetzt wird, jedoch mit einer
mit dem zeitlichen Verlauf leicht zunehmenden Entkopplung.
Eisen/Stahl
Aluminium
Kupfer
Ammoniak
Zement
Kalk
Glas
Papier
Produktionsmengen Deutschland [Mio. t]
50
9.0
45
8.0
40
7.0
35
6.0
30
5.0
25
4.0
20
3.0
15
10
2.0
5
1.0
0
0.0
2000
Abbildung 4.4:
2005
2012
2015
2020
2025
2030
2000
2005
2012
2015
2020
2025
2030
Entwicklung der Produktionsmengen in Deutschland für ausgewählte Sektoren in
Die zukünftige Entwicklung des sich
hieraus ergebenden Endenergieverbrauchs
der Industrie in Deutschland zeigt zunächst einen Rückgang zwischen dem
letzten Statistikjahr 2007 und dem ersten
Analysejahr 2012 (Abbildung 4.5 bzw.
Abbildung 4.6)26. Begründet ist diese Abnahme vor allem durch einen Rückgang
der industriellen Produktionsmengen aufgrund der Wirtschaftskrise. Nach dem folgenden Anstieg und der Erreichung des
Höchstwerts innerhalb des Betrachtungszeitraums im Jahr 2015, sinkt der Endenergieverbrauch kontinuierlich bis zum
Jahr 2030. Haupttreiber sind dabei Energieeffizienzsteigerungen
(gemessen
in
einer Reduktion der Energieintensität:
2007-2030 -1,52 %/a EEVIndustrie/BIP) sowie in einigen Branchen zusätzliche, produktionsmengenbedingte Rückgänge, wie
26
Chlor
Da für das Jahr 2007 bislang keine detaillierte
AGEB Energiebilanz vorhanden ist, die eine Aufteilung nach Industriebranchen ermöglicht, enthält Abbildung 4.5 im Gegensatz zu Abbildung 4.6
als aktuellstes Statistikjahr die Werte für 2006.
etwa in der Zementindustrie (Reduktion
der Produktionsmengen um 5,6 Mio. t zwischen 2000 und 2030). Insgesamt reduziert sich der Endenergieverbrauch der
Industrie gegenüber dem durchschnittlichen Verbrauch von 2001-2005 (2 412 PJ)
um 109 PJ (2015) bzw. 196 PJ (2020).
Damit werden die Zielvorgaben hinsichtlich der absoluten Reduktion des Endenergieverbrauchs aus dem Nationalen Energieeffizienz Aktionsplan (EEAP) für die
Industrie (45-64 PJ in 2016 bezogen auf
Ø 2001/2005) klar erreicht.27
Zwischen den einzelnen Industriesektoren gibt es unterschiedliche Entwicklungen
27
Entsprechend des Nationalen EnergieeffizienzAktionsplans (EEAP) der Bundesrepublik Deutschland vom November 2007 sieht die Vorgabe eine
Endenergiereduktion von 833 PJ (9 % des durchschnittlichen Endenergieverbrauchs 2001-2005)
für alle Verbrauchssektoren bis 2016 vor. Von
diesen 833 PJ entfallen 45 PJ (min.) bzw. 64 PJ
(max.) auf den Industriesektor (bei einem Stromfaktor von 1). Zudem werden 375 PJ als bereits
durch Early Action Maßnahmen erbrachte Einsparungen mit berücksichtigt, so dass noch 458 PJ
durch weitere Maßnahmen zu erbringen sind.
Referenzprognose
91
bedingt, etwa in der Zementindustrie auf
der Prozessstufe der Zementmahlung
durch Verfahren mit verbessertem Klinker-Zement-Verhältnis (Prozesse mit Einsatz von Zumahlstoffen zur Klinkersubstitution) oder auf der Stufe der Klinkerherstellung durch verfahrenstechnisch verbesserte Brennprozesse (Drehrohröfen mit
mehrstufigen Vorwärmern und Vorcalcinieranlagen).
des Endenergieverbrauchs. Während in
einigen Branchen durch das Zusammenwirken von Produktionsrückgang und Effizienzsteigerungen deutliche Reduktionen
zu verzeichnen sind (z. B. Zementindustrie), gibt es getrieben durch steigende
Produktionsmengen zum Teil auch steigende Endenergieverbräuche (siehe Papierindustrie). Die Effizienzsteigerungen
sind vor allem durch Verfahrenswechsel
3500
3000
Papier
(Sonst.) NMMineralien
Flachglas
2977
Behälterglas
2474
2500
2421
2424
2471
2269
Kalk
2303
2216
2165
2133
2000
Zement
(Sonst.) Chemie
Chlor
Ammoniak
1500
(Sonst.) NE-Metalle
Kupfer
1000
Aluminium
Eisen/Stahl
500
Andere Industrien
0
1990
Abbildung 4.5:
1995
2000
2005
2006
2012
2015
2020
2025
2030
Endenergieverbrauch der Industrie nach Branchen in der Referenzprognose (Ra)
Bezogen auf die Anteile der einzelnen
Energieträger zeigt sich eine Zunahme
von Strom und Erneuerbaren Energien bei
einer Abnahme von Öl und Gas sowie einem leichten Rückgang von Kohle
(Abbildung 4.6). Der Stromverbrauch der
Industrie setzt sich im Wesentlichen zusammen aus dem Einsatz in Prozesstechnologien (beispielsweise elektrochemische
Spaltung in der Chlorindustrie mittels
Chlor-Alkali-Elektrolyse
im
Amalgam-,
Diaphragma- oder Membranverfahren)
sowie aus dem Einsatz in Querschnittstechnologien (z. B. Pumpen, Ventilatoren
oder Beleuchtung). Der Anstieg des An-
teils von Strom (von 34,0 % in 2005 auf
40,5 % in 2030) am Endenergieverbrauch
resultiert zum einen aus Verfahrenswechseln (z. B. Zunahme des Elektrolichtbogenverfahrens in der Eisen-/Stahlindustrie
an Stelle der herkömmlichen HochofenOxystahl-Route) und zum anderen aus der
relativen Zunahme der Anwendung von
stromgetriebenen
Querschnittstechnologien (Kraftanwendungen). Der Anstieg des
Endenergieverbrauchs der Erneuerbaren
Energien resultiert vor allem aus dem zunehmenden Einsatz von Biomasse in der
Bereitstellung von Wärme und Dampf. Der
Verbrauch von Kohlen reduziert sich in-
Referenzprognose
92
nerhalb des Modellzeitraums (bezogen auf
die aktuellsten statistischen Werte aus
dem Jahr 2007) um 149 PJ (2007 bis
2030). Haupteinsatzbereiche sind vor allem die Eisen- und Stahlindustrie, die Zementindustrie und der Einsatz in industriellen KWK-Anlagen zur Bereitstellung
von Strom und Wärme. Ebenfalls deutlich
reduziert sich der Gasverbrauch (2007 bis
2030 um 170 PJ). Seine hauptsächliche
Verwendung erfährt der Energieträger Gas
beim Einsatz in industriellen KWKAnlagen, aber auch in der Chemieindustrie, etwa bei der Ammoniaksynthese.
3500
3000
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
2977
Müll
2474
2500
2421
2424
2471
2444
Erneuerbare
2269
2303
2216
2165
2133
Fernwärme
2000
Strom
1500
Gas
1000
Mineralölprodukte
500
Kohlen
0
1990
Abbildung 4.6:
1995
2000
2005
2006
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Endenergieverbrauch der Industrie nach Energieträgern in der Referenzprognose
(Ra)
Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD)
Die Entwicklung des Sektors GHD ist in
der Referenzprognose durch einen Rückgang der Beschäftigtenzahl zwischen 2005
und 2030 gekennzeichnet, was von einem
Rückgang des Energiebedarfs begleitet
wird. Hierdurch ergibt sich, ausgehend
von einem Endenergieverbrauch von
1 461 PJ in 2006 ein Rückgang um 11 %
auf 1 303 PJ in 2020 und um 15 % auf
1 238 PJ in 2030. Im Energieträgereinsatz
ist eine Verschiebung zu Erneuerbaren
Energien (von einem Anteil von 1 % in
2005 auf 5 % in 2020) und Strom (von
35 % in 2005 auf 43 % in 2020 und 45 %
in 2030) auf Kosten des direkten Einsatzes
der fossilen Energieträger Kohle, Mineralöl
und Gas zu beobachten.
Für die zeitliche Entwicklung des Endenergieverbrauchs im Sektor Gewerbe,
Handel, Dienstleistungen (GHD) sind mehrere Faktoren von Bedeutung. Neben den
bedarfsbestimmenden Faktoren, wie der
Beschäftigtenzahl, der Anzahl der Schüler
oder der Krankenhausbetten sowie der
Anzahl der Nicht-Wohngebäude, sind hier
auch Veränderungen in der Zusammensetzung des Energiebedarfs nach Verwendungszwecken (bspw. Raumwärme, Pro-
Referenzprognose
93
zesswärme, Beleuchtung, mechanische
Arbeit oder Klimatisierung), von Bedeutung. Die Entwicklung des Endenergieverbrauchs wird zudem noch von der Verän-
derung der Nutzungsgrade der jeweils eingesetzten
Energieanwendungstechniken
sowie von der Struktur der eingesetzten
Energieträger mitbestimmt.
2000
1800
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff,DME)
1733
Müll
1579
1600
1478
1400
1461
1341
1419
1340
1383
1303
1281
Erneuerbare
1238
1200
Fernwärme
1000
Strom
800
600
Gas
400
Mineralölprodukte
200
Kohlen
0
1990
Abbildung 4.7:
1995
2000
2005
2006
2007
2015
2020
2025
2030
Entwicklung des Endenergieverbrauchs des Sektors Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD) in der Referenzprognose (Ra)
Auf dieser Grundlage sinkt in der Referenzprognose der Endenergieverbrauch
des GHD-Sektors im Zeitablauf (Abbildung
4.7). Dabei ergibt sich, ausgehend von
einem statistischen Wert von 1 461 PJ für
200628, eine Reduktion von 11 % auf
1 303 PJ in 2020 und von 15 % auf
1 238 PJ in 2030. Neben der Verringerung
der Beschäftigtenzahl trägt auch die, allerdings in geringerem Umfang, steigende
technische Effizienz der Wandlungstechniken der Wärmeerzeugung zum Rückgang
des Endenergiebedarfs bei.
28
2012
Die statistischen Angaben für das Jahr 2007 können aufgrund der milden Witterungsverhältnisse
und des geringen Heizölabsatzes des Jahres nur
bedingt als repräsentatives Jahr angesehen werden, weshalb das Jahr 2006 als Bezugsjahr verwendet wird.
Zudem kommt es bei der Zusammensetzung des Endenergieverbrauchs des
GHD-Sektors zu deutlichen Strukturveränderungen. Der ohnehin geringe Anteil
der Kohlen verschwindet bis 2030 nahezu
vollständig, wohingegen der Anteil der
Erneuerbaren Energien (im GHD-Bereich
insbesondere Solarthermie und Biomasse)
von 0,5 % in 2006 auf 4,7 % in 2020 und
weiter bis auf 5,9 % in 2030 steigt.
Der Anteil des Strombedarfs am Endenergieverbrauch des GHD nimmt von
34 % im Jahr 2006 auf 43 % in 2020 und
45 % in 2030 zu. Der starke Zuwachs
geht v. a. auf den steigenden Anteil des
Stroms an der Wärmebereitstellung zurück. Hier sind insbesondere der verstärkte Einsatz von Kompressionswärmepumpen und Warmwasserboilern relevan-
94
te Einflussfaktoren. Zusätzlich bestehen
auch die Trends zur elektrischen Prozesswärmebereitstellung (bspw. im Handwerk
oder bei Autoklavierungsanlagen) weiter
fort. Durch diese Faktoren werden die infolge des Verbots von Nachtspeicheröfen
nach 2019 wegfallenden Strombedarfsmengen überkompensiert. Auch die wachsenden Aufwendungen für die Klimatisierung von Gebäuden und die Kältebereitstellung (insbesondere in den Anwendungsfeldern Lebensmittelhandel, Nahrungsmittelgewerbe und Medizin) führen
zu einem Zuwachs beim Strombedarf. Der
daraus resultierende Anstieg des Stromverbrauchs wird allerdings vermindert
durch
gleichzeitige
Rückgänge
beim
Strombedarf für Beleuchtung, Bürogeräte
und mechanische Arbeit (Kraft).
Die Fernwärme, 2006 noch zu 6,1 %
am Endenergieverbrauch beteiligt, kann
Referenzprognose
Ihren Anteil, u. a. auch durch den Einfluss
des EEWärmeG, auf 9,4 % bis 2020 und
weiter bis auf 10,9 % in 2030 ausbauen.
Der anteilsmäßige Zuwachs bei Strom,
Erneuerbaren Energien und Fernwärme
geht zu Lasten des direkten Einsatzes der
fossilen Energieträger Erdgas, Kohle und
Mineralöl. Der Gaseinsatz sinkt sowohl
absolut als auch anteilsmäßig am sektoralen Endenergieverbrauch – von einem
Anteil von 31,3 % (458 PJ) in 2006 auf
26,5% (345 PJ) in 2020 bzw. 23,8 %
(295 PJ) in 2030. Die Mineralölprodukte,
deren hauptsächliche Einsatzgebiete im
GHD-Bereich die Treibstoffversorgung und
die Ölheizungen sind, fallen von einem
Anteil von 27,4 % (400 PJ) in 2006 auf
16,1 % in 2020 und 14,4 % in 2030. Die
sonstigen Energieträger incl. Müll spielen
für den GHD-Sektor im Betrachtungszeitraum keine nennenswerte Rolle.
Haushalte
Der Endenergieverbrauch des Haushaltssektors nimmt zwischen 2006 und 2030,
trotz einer unterstellten Zunahme der
Wohnfläche um 17 % im selben Zeitraum,
in der Referenzprognose von 2 601 PJ um
23,7 % auf etwa 1 985 PJ ab. Getrieben
wird diese Entwicklung hauptsächlich
durch die Bestimmungen der Energieeinsparverordnung (EnEV) für Neu- und Altbauten für verstärkten Wärmeschutz. Im
Energieträgermix des Haushaltssektors
bleibt der Gasanteil mit 37 % in 2030 in
der Referenzprognose nahezu stabil, während der Mineralölverbrauch zurückgeht
(von 29 % in 2006 bzw. 20 % in 2007 auf
ca. 12,9 % in 2030) Insbesondere aufgrund der Bestimmungen des Erneuerbare
Energien Wärmegesetzes erhöht sich der
Anteil erneuerbarer Energieträger, vor al-
lem Biomasse, Geothermie und Umweltwärme, von 7,9 % in 2006 auf 14,8 % in
2030. Der Beitrag von Strom zur Deckung
des Endenergiebedarfs der Haushalte
steigt von 19,6 % im Jahr 2006 auf
27,8 % im Jahr 2030. Ursachen für das
Wachstum sind dabei die wachsende Zahl
der Haushalte sowie die weiter steigende
Ausstattung mit elektrischen Haushaltsgeräten. Zudem nimmt der Stromeinsatz
durch die zunehmende Verbreitung von
elektrischen Wärmepumpen zu. Die Verringerung der spezifischen Verbräuche der
Haushaltsgeräte sowie die Außerbetriebnahme von Nachtspeicherheizungen entsprechend den Bestimmungen der EnEV
bis 2020 wirken sich hingegen dämpfend
auf dem Stromverbrauch der Haushalte
aus.
Referenzprognose
95
Bis 2030 ist in der Referenzprognose
mit einem Bevölkerungsrückgang von circa 2,5 Mio. Personen bezogen auf die
82,2 Mio. Bewohnern aus dem Jahr 2007
zu rechnen (Abschnitt 3.1). Dadurch verringert sich zwar einerseits die Nachfrage
nach Wohnflächen, andererseits wird die-
ser Effekt jedoch durch den Trend zu größeren Wohnflächen pro Kopf überkompensiert. Die Wohnfläche in Höhe von
3 448 Mio. m² aus dem Jahr 2007 wird
sich bis zum Jahr 2030 um 16 % auf etwa 4 014 Mio. m² erhöhen (Abschnitt
3.2).
3000
2656
2500
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff,DME)
2584
2569
2601
2401
2383
Müll
2352
2228
2202
2097
1985
2000
Erneuerbare
Fernwärme
1500
Strom
1000
Gas
500
Mineralölprodukte
0
Kohlen
1990
Abbildung 4.8:
1995
2000 2005
Statistik
2006
2007
2015 2020 2025
Mod. Normaljahr
2030
Entwicklung des Endenergieverbrauchs der Haushalte in der Referenzprognose (Ra)
Im gleichen Zeitraum wird sich der Endenergiebedarf der Haushalte weiter reduzieren: Galt es im Jahr 2006 noch, einen
Endenergiebedarf in Höhe von 2 601 PJ zu
decken, wird sich in der Referenzprognose
bei Kernenergieausstieg bis zum Jahr
2020 eine Abnahme auf 2 228 PJ bzw. um
14 % sowie auf 1 985 PJ bzw. um 24 %
bis zum Jahr 2030 gegenüber 2006
(Abbildung 4.8) einstellen29. Dieser Rück-
29
2012
Der Einfluss der durch den Klimawandel veränderten Witterungsverhältnisse auf den Endenergieverbrauch wird in der Energieprognose durch
eine Anpassung der Gradtage für das Normaljahr
berücksichtigt. Den Berechnungen wurde der
Durchschnitt der Gradtagszahlen aus den Jahren
1990 bis 2008 zugrunde gelegt (3519 Gradtage),
anstelle des Durchschnitts der Gradtagszahlen
der letzten 50 Jahre (3705 Gradtage).
gang resultiert im Wesentlichen aus den
energietechnischen Verbesserungen, die
gemäß den Anforderungen der Energieeinsparverordnung (EnEV) umgesetzt werden. So sind sowohl für Neubauten als
auch bei Sanierungsmaßnahmen in Altbauten bauliche Maßnahmen so durchzuführen, dass die in der EnEV vorgeschriebenen Höchstwerte der Wärmedurchgangskoeffizienten für wärmeübertragende Umfassungsflächen eingehalten werden. Zudem wird davon ausgegangen,
dass sich auch die Einführung des Energieausweises bei Wohngebäuden positiv
auf die Reduzierung des Energiebedarfs
von Wohngebäuden auswirkt.
96
Bezüglich der Anlagentechnik wird von
Seiten der EnEV die heutige Standardausrüstung vorgeschrieben: Heizungssysteme
sind mit verschiedenen Steuerungs- und
Regelungsmechanismen zu versehen, wie
z. B. der Vorlauftemperaturregelung und
der automatischen Abschalt- oder Absenkungssteuerung bei Zentralanlagen,
der automatischen, raumweisen Regelung
für Heizungsanlagen und der Regelung für
Umwälzpumpen. Darüber hinaus ist für
neue Gas- oder Öl-Heizkessel eine CEKennzeichnungspflicht vorgeschrieben, so
dass im Gesamten effizientere Heizkessel
bevorzugt Anwendung finden, welche die
eingesetzten Energieträger besser verwerten.
Der Energieverbrauch für die Warmwassererzeugung reduziert sich von 268 PJ im
Jahr 2006 auf 244 PJ im Jahr 2030, was
einem Rückgang um circa 9 % entspricht.
Dabei erhöht sich der Anteil der dezentralen Erzeugung an der gesamten Warmwasserbereitstellung von 36 % auf 40 %,
Dies ist zum einen auf den steigenden
Beitrag von Solarthermie zu Deckung des
Warmwasserbedarfs von 5 PJ in 2006 auf
22 PJ in 2030 zurückzuführen. Zum anderen weisen dezentrale Anlagen aufgrund
niedrigerer Bereitstellungsverluste eine
höhere Effizienz auf.
Neben der absoluten Höhe des Endenergiebedarfs werden sich zudem die
Anteile der einzelnen Energieträger, die
zur Bereitstellung der Endenergie im
Haushaltssektor benötigt werden, verändern. So werden sich die Anteile der Mineralölprodukte am Endenergieverbrauch in
der Referenzprognose von 29,1 % aus
dem Jahr 2006 und 20,0 % aus dem Jahr
2007 bis 2030 auf etwa 12,9 % reduzieren. Die Bedeutung der Kohlen zur Deckung des Raumwärmebedarfs ist auch in
der Zukunft weiter rückläufig, so dass sie
Referenzprognose
für die Endenergiebedarfsdeckung im Jahr
2030 keine Rolle mehr spielen werden.
Der Anteil des Erdgases am Endenergieverbrauch der Haushalte bleibt mit 37 %
in der Referenzprognose im zeitlichen Verlauf bis 2030 nahezu stabil, während sich
der Anteil an Fernwärme zur Bedarfsdeckung von fast 6 % um eineinhalb Prozentpunkte auf 7,5 % in der Referenzprognose erhöht. Größeren Zuwachs erfahren die Anteile an Erneuerbaren Energien sowie von Strom. Der direkte Beitrag
der Erneuerbaren Energien zum Endenergieverbrauch von 7,9 % aus dem Jahr
2006 steigt auf etwa 14,8 % bis zum Jahr
2030 an. Von dem Zuwachs profitieren solarthermische Anlagen sowie Anlagen die
Biomasse, Geothermie und Umweltwärme
zur Bedarfsdeckung verwenden. Ursache
dafür sind vor allem die Vorgaben des im
Jahr 2008 verabschiedeten Erneuerbare
Energien Wärmegesetzes (EEWärmeG).
Nach diesem sind ab 2009 Eigentümer
von neu errichteten Gebäuden dazu verpflichtet, den Wärmeenergiebedarf durch
die anteilige Nutzung von Erneuerbaren
Energien zu decken oder alternativ Ersatzmaßnahmen zu ergreifen. Ersatzmaßnahmen sind hierbei die Deckung der
Wärmeenergie durch Abwärmenutzung
oder durch KWK-Anlagen zu mindestens
50 % oder die zusätzliche Senkung des
Jahresenergiebedarfs um 15 % unter die
Anforderungen der jeweils gültigen EnEV.
Gänzlich befreit von der Regelung sind
Eigentümer, die ihre Wärmeversorgung
durch ein Fernwärmenetz gewährleisten.
Der Beitrag von Strom zur Deckung des
Endenergiebedarfs der Haushalte erhöht
sich von 19,6 % (509 PJ) im Jahr 2006
auf 24,7 % im Jahr 2020 (550 PJ) und auf
27,8 % (552 PJ) im Jahr 2030. Dies entspricht einer Verbrauchssteigerung um
8 %.
Die
Entwicklung
des
Stromverbrauchs des Haushaltssektors wird be-
Referenzprognose
stimmt durch gegenläufige verbrauchssteigernde und –mindernde Effekte. Zum
einen erhöht sich die Stromnachfrage infolge der Zunahme der Anzahl der Haushalte, vor allem der einkommensstarken
Single-Haushalte. Darüber hinaus kann in
Zukunft weiterhin mit einer steigenden
Ausstattung mit Haushaltsgeräten insbesondere im Bereich der Informations- und
Kommunikationstechnologie (PC, Handy,
DVD u. a.) gerechnet werden. Demgegenüber stehen Effizienzsteigerungen bei den
97
elektrischen Großgeräten, bei der Beleuchtung und bei den Heizungsumwälzpumpen. Zudem sinkt der Stromeinsatz
zur Deckung des Raumwärmebedarfs im
zeitlichen Verlauf. Dies ist vor allem auf
die Bestimmungen der EnEV 2009 zurückzuführen, elektrisch betriebene Speicherheizsysteme (Nachtspeicherheizungen) bis
Ende 2019 außer Betrieb zu nehmen. Dieser Verbrauchsrückgang wird durch den
steigenden Einsatz elektrischer Wärmepumpen nur teilweise kompensiert.
Verkehr
Der Endenergieverbrauch des Verkehrssektors erreicht im Jahr 2015 mit 2 619 PJ
einen Höchststand im Prognosezeitraum
und sinkt in den folgenden Jahren kontinuierlich um insgesamt 6,6 % bis zum
Jahr 2030 ab. Der traditionell hohe Marktanteil der Mineralöl basierten Kraftstoffe
Diesel, Benzin und Kerosin verringert sich
nur leicht und beträgt im Jahr 2030 noch
84 % des Endenergieverbrauchs (Anteil
2007: 91 %), wobei sich der Benzinabsatz, bedingt durch Effizienzsteigerungen
und den zunehmenden Anteil von DieselPkws, fast halbiert, während der Dieselabsatz sich auf einem vergleichsweise
konstanten Niveau bewegt. Die Zunahme
der Verkehrsnachfrage im Luftverkehr
spiegelt sich in einem gesteigerten Kerosinverbrauch um 37 % zwischen 2007
und 2030 wider. Während der Anteil gasförmiger Kraftstoffe (Erdgas, Flüssiggas)
am Endenergieverbrauch des Verkehrssektors durch die Mineralölsteuerbefreiung
(bis zum Jahr 2018) kontinuierlich auf einen Wert von 4,3 % in 2030 zunimmt,
entwickelt sich der Biokraftstoffverbrauch
durch die wegfallende Steuerbefreiung
gemäß der gesetzlichen Mindestquoten,
so dass in 2020 und 2030 der Biokraftstoffanteil
am
Ottound
Dieselkraftstoffabsatz 10,5 % beträgt. Der Endenergieverbrauch des motorisierten Individualverkehrs nimmt durch eine Effizienzsteigerung um 37 % im Pkw-Bereich
bis 2030 deutlich ab. Verantwortlich hierfür sind neben Verbesserungen bei konventionellen Antrieben der zunehmende
Einsatz von Hybrid-, Gas- und Elektrofahrzeugen. Der Endenergieverbrauch
des Straßengüterverkehrs steigt durch
niedrigere spezifische Verbräuche und
steigende Beladungsgrade lediglich um
18 % zwischen 2007 und 2030, trotz einer Zunahme der Güterverkehrsleistung
um 63 % im selben Zeitraum.
In der Referenzprognose erreicht der
Endenergieverbrauch des Verkehrssektors
im Jahr 2015 mit 2 619 PJ ein Maximum
im Betrachtungszeitraum. In den Folgejahren sinkt er kontinuierlich um insgesamt 6,6 % bis zum Jahr 2030 (Abbildung
4.9). Der traditionell hohe Anteil der mi-
neralölbasierten Kraftstoffe Diesel, Benzin
und Kerosin am Endenergieverbrauch des
Verkehrs verringert sich bis zum Jahr
2030 nur leicht auf dann 84 % gegenüber
91 % im Jahr 2007. Auffällig ist der kontinuierliche Rückgang des Benzinabsatzes
von 894 PJ im Jahr 2007 auf 483 PJ in
Referenzprognose
98
2030 als Folge von Effizienzsteigerungen
im Pkw-Bereich und aufgrund des zunehmenden Anteils von Diesel-Pkw am Fahrzeugbestand. Demgegenüber bewegt sich
der Dieselabsatz vergleichsweise konstant
zwischen 1 022 PJ (2025) und 1 160 PJ
(2015). Hier steht vor allem die starke
Zunahme der Verkehrsleistung im Stra-
ßengüterverkehr einer Abnahme des Dieselverbrauchs durch Effizienzsteigerungen
entgegen. Der deutliche Anstieg des Kerosinabsatzes von 374 PJ in 2007 auf 512 PJ
in 2030 (+37 %) spiegelt das starke
Wachstum der Verkehrsleistung im Luftverkehr wider.
3000
2751
2614
2500
2586
2598
2574
2619
Sonstige
2565
2452
2446
2379
Biokraftstoffe
2000
Strom
1500
Gas
1000
Kerosin
500
Benzin
Diesel
0
1990
Abbildung 4.9:
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Entwicklung des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor nach Kraftstoffen in der
Der Anteil gasförmiger Kraftstoffe am
Endenergieverbrauch des Verkehrssektors
nimmt kontinuierlich zu und erreicht im
Jahr 2030 einen Wert von 4,3 % (106 PJ).
Gefördert wird dieser Anstieg vor allem
durch die bis zum Jahr 2018 festgeschriebene Mineralölsteuerbefreiung für Erdgas
und Flüssiggas als Kraftstoff. Aufgrund der
zu erwartenden Angebotszunahme Gas
betriebener Fahrzeugmodelle auf Seiten
der
Automobilhersteller
(insbesondere
Erdgasfahrzeuge werden als attraktive
Alternative zur Senkung der mittleren
Flotten-CO2-Emissionen bei Neufahrzeugen und somit zur Erreichung der geforderten EU-Grenzwerte eingeschätzt) und
begünstigt durch den aktuell bereits stattfindenden Ausbau des Erdgastankstellennetzes steigt der Bestand Gas betriebener
Fahrzeuge auch nach 2018 weiter an und
erreicht im Jahr 2030 einen Marktanteil
von 11 % bei den Pkw-Neuzulassungen.
Der absolute Verbrauch von Biokraftstoffen geht gegenüber dem statistischen
Wert des Jahres 2007 (155 PJ) zunächst
leicht zurück und liegt im Jahr 2012 bei
132 PJ. Ursache für diese Entwicklung ist
der Absatzrückgang bei Biodiesel und
Pflanzenöl in der Vermarktung als Reinkraftstoff aufgrund der im Energiesteuergesetz
festgeschriebenen
und
zum
Referenzprognose
01.08.2006 bzw. 01.01.2008 eingeführten
sukzessiven, jährlich linear ansteigenden
Besteuerung dieser Kraftstoffe. Die seit
01.01.2007 geltende Beimischungspflicht
für Biokraftstoffe zu konventionellem Otto- und Dieselkraftstoff vermag diesen
Rückgang lediglich abzuschwächen, sodass Biokraftstoffe künftig nur noch gemäß den gesetzlichen Mindestquoten eingesetzt werden (6,25 % des Benzin- und
Dieselabsatzes in den Jahren 2010 bis
2014). Die geplante Änderung des Bundesimmisionsschutzgesetzes sieht vor, eingesetzte Biokraftstoffe ab dem Jahr 2015
nicht mehr vollständig für die Erfüllung
von Mindestquoten anzurechnen, sondern
lediglich entsprechend ihres tatsächlichen
Treibhausgasminderungspotenzials. Die im
Gesetzentwurf für 2015 nach der neuen
Systematik vorgeschlagene Quote von
3 % führt im Ergebnis zu einem realen
Biokraftstoffanteil von 6,5 % (135 PJ) am
Gesamtabsatz aller Otto- und Dieselkraftstoffe. Die für das Jahr 2020 vorgeschlagene Quote von 7 % führt zu einem realen Anteil von 10,5 % (206 PJ). Bedingt
durch den zunehmenden Einsatz von Biokraftstoffen der zweiten Generation, insbesondere Biomass-to-Liquids-Kraftstoffe
(BTL), welche in der Herstellung eine
günstigere Treibhausgasbilanz aufweisen
als Biokraftstoffe der ersten Generation,
nähert sich der reale Biokraftstoffanteil
damit der nach der neuen Systematik
vorgeschriebenen Quote an.
Der Stromverbrauch des Verkehrssektors erfährt mit dem Anstieg von 59 PJ im
Jahr 2007 auf 106 PJ in 2030 eine deutliche Zunahme um 80 %. Hier wurden die
im nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität angestrebten Bestandszahlen
von 1 Mio. Elektrofahrzeugen und Plug-InHybridfahrzeugen im Jahr 2020 und 5 Mio.
Fahrzeugen im Jahr 2030 unterstellt, auf
die 33 % des Stromverbrauchs im Jahr
99
2030 entfallen. Die übrigen 67 % werden
im Schienenverkehr eingesetzt, dessen
Stromverbrauch zwischen 2007 und 2030
um 20 % zunimmt.
Ein Blick auf die Entwicklung des Endenergieverbrauchs nach Verkehrsmitteln
(Abbildung 4.10) zeigt eine deutliche Abnahme im Motorisierten Individualverkehr
(MIV), die vor allem auf die Steigerung
der mittleren Fahrzeugeffizienz bei Pkws
um insgesamt 37 % bis zum Jahr 2030
zurückzuführen ist. So sinkt der durchschnittliche Kraftstoffverbrauch neu zugelassener konventioneller Pkws mit Ottomotor auf 5,6 l/100km im Jahr 2020 und
5,0 l/100km im Jahr 2030. Bei den PkwNeuzulassungen mit Dieselmotor betragen
die Verbrauchswerte 5,1 l/100km in 2020
und 4,7 l/100km in 2030. Neben den Effizienzsteigerungen bei konventionellen Antrieben tragen auch die zunehmende
Verbreitung von Hybridfahrzeugen (27 %
Marktanteil bei den Neuzulassungen in
2030), Gasfahrzeugen sowie der bereits
erwähnte Ausbau im Bereich der Elektromobilität zur Minderung des Endenergieverbrauchs im MIV bei.
Die durchschnittlichen CO2-Emissionen
der Pkw-Neuzulassungen liegen im Jahr
2015 mit 130 g/km noch über dem von
der EU vorgegebenen Grenzwert von
120 g/km30, beziehen sich jedoch auf den
realen Fahrbetrieb. Somit ist eine Abweichung vom Grenzwert, der sich auf die
Emissionen im neuen europäischen Fahrzyklus (NEFZ) bezieht, begründbar. Hinzu
kommt, dass bei dem genannten Wert von
30
Für die Erreichung des CO2-Emissionsgrenzwerts
von 120 g/km für Pkw-Neuzulassungen im Jahr
2015 dürfen insgesamt 10 g/km durch den Einsatz von Biokraftstoffen und die Anrechnung
sonstiger Umweltinnovationen gutgeschrieben
werden. Somit muss durch Verbesserungen in
den Bereichen Antriebstechnik, Aerodynamik und
Fahrzeuggewicht lediglich ein Emissionsgrenzwert
von 130 g/km erreicht werden.
Referenzprognose
100
130 g/km zwar Emissionsgutschriften für
die Beimischung von Biokraftstoffen berücksichtigt sind, nicht jedoch Gutschriften
für Umweltinnovationen wie z. B. sparsa-
me Klimaanlagen. Im weiteren Verlauf
sinken die mittleren CO2-Emissionen der
Neufahrzeuge auf 112 g/km im Jahr 2020
und 84 g/km in 2030.
Endenergieverbrauch Verkehr je Verkehrsmittel [PJ]
3000
2751
2614
2500
2586
2598
2574
2619
2565
Küsten- und
Binnenschiffahrt
2452
2446
2379
Luftverkehr
2000
Schienenverkehr
1500
LKW
1000
Bus
500
Motorisierter
Individualverkehr
0
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.10: Entwicklung des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor nach Verkehrsmitteln in
Obwohl die Güterverkehrsleistung im
Straßenverkehr zwischen 2007 und 2030
um insgesamt 63 % ansteigt, erhöht sich
der Endenergieverbrauch der Lkws im
gleichen Zeitraum lediglich um 18 %. Dazu trägt zum einen die Senkung der mittleren spezifischen Kraftstoffverbräuche um
30 % bis zum Jahr 2030 bei, zum anderen
eine kontinuierliche Zunahme des mittleren Beladungsgrades um insgesamt 13 %.
Der Endenergieverbrauch im Busverkehr bewegt sich bis 2030 relativ konstant
zwischen 36 PJ und 38 PJ. Der Anstieg der
Verkehrsleistung um 15 % bis zum Jahr
2030 wird somit vollständig durch Effizienzsteigerungen kompensiert.
Die Zunahme des Endenergieverbrauchs
im Schienenverkehr (+16 % bzw. +12 PJ
bis 2030) resultiert in erster Linie aus dem
steigenden Bedarf des Schienengüterverkehrs (+39 %), während der Verbrauch
im Schienenpersonenverkehr nur leicht
zunimmt (+6 %).
Bedingt durch das relativ geringe
Wachstum der Güterverkehrsleistung in
der Binnenschifffahrt bis 2030 (+ 11 %)
im Vergleich zu den Verkehrsträgern
Schiene (+50 %) und Straße (+63 %)
nimmt hier auch der Endenergieverbrauch
nur leicht zu (+2 %).
Referenzprognose
101
Endenergieverbrauch insgesamt
Nach Überwindung der Wirtschaftskrise
erreicht der Endenergieverbrauch im Jahr
2012 in etwa wieder ein Niveau wie vor
der Wirtschaftskrise. Danach sinkt der
Endenergieverbrauch kontinuierlich bis
zum Jahr 2020 um rd. 4 % (352 PJ) und
bis zum Jahr 2030 um rd. 10 % (861 PJ).
Die im nationalen Energieeffizienz-Aktionsplan angestrebte Reduktion des Endenergieverbrauchs um 9 % bis 2016 bezogen auf das Mittel der Jahre 2001 bis
2005 wird damit erreicht. Inklusive der
bereits im Rahmen von Early Action Maßnahmen
eingesparten
Energiemengen
wird bereits in 2012 eine Reduktion von
10,4 % realisiert. Die größten Rückgänge
gegenüber dem Jahr 2012 sind mit
420 PJ bis 2020 bzw. 773 PJ bis 2030
beim Mineralöl zu verzeichnen, was vor
allem durch Verbrauchsreduzierungen im
Haushalts- und Verkehrssektor hervorgerufen wird Der Gasverbrauch sinkt gegenüber 2012 um 4,4 % bis zum Jahr
2020 bzw. 12,4 % bis zum Jahr 2030.
Demgegenüber steigt der Anteil von
Strom am Endenergieverbrauch bedingt
durch den Einsatz von Elektrofahrzeugen
im Verkehrssektor, den steigenden Bedarf von Elektroanwendungen im Haushaltssektor sowie den vermehrten Stromeinsatz in der Industrie von 23 % in 2012
auf 24 % in 2020 und 27 % in 2030.
In der Summe sinkt der Endenergieverbrauch in der Referenzprognose bis
zum ersten Analysejahr 2012 zunächst um
485 PJ oder 5,3 % gegenüber dem Wert
des Jahres 2006 (Abbildung 4.11). In den
folgenden Jahren sinkt der Endenergieverbrauch als Folge von Energieeinsparmaßnahmen und Effizienzsteigerungen auf
Technologieebene
kontinuierlich
um
352 PJ bzw. 4,1 % bis 2020 und 861 PJ
bzw. 9,9 % bis 2030. Diese Reduktion in
Verbindung mit den im Rahmen der Early
Action Maßnahmen eingesparten Energiemengen sorgen für eine Erfüllung der Vorgaben
entsprechend
der
EU-Dienstleistungsrichtlinie bzw. dem Nationalen
Energieeffizienz-Aktionsplan31. Die angestrebte Verminderung des Endenergieverbrauchs um 9 % bis 2016 gegenüber
dem Mittel der Jahre 2001 bis 2005 wird
bereits im Jahr 2012 mit einer Einsparung
in Höhe von 10,4 % erreicht.
31
Zur Bewertung hinsichtlich der Zielerreichung der
Minderung von 9 % kommt ein Top-Down-Ansatz
zur Anwendung. Dabei wird die Entwicklung des
gesamten Endenergieverbrauchs aller Nachfragesektoren in Summe in Relation zum Basiswert betrachtet. Zusätzlich werden die Einsparungen
durch Early Action Maßnahmen entsprechend des
Nationalen Energieeffizienz-Aktionsplans mit einem Wert von 375 PJ berücksichtigt.
Absolut betrachtet fällt der Rückgang
des Endenergieverbrauchs nach 2012 bei
den Mineralölprodukten am stärksten aus
(-401 PJ bis 2020 bzw. -747 PJ bis 2030).
Die Hauptgründe hierfür liegen in dem
verringerten Heizöleinsatz der Haushalte
(-172 PJ bis 2020 bzw. -313 PJ bis 2030)
sowie in dem rückläufigen Absatz Mineralöl basierter Kraftstoffe im Verkehrssektor
(-118 PJ bis 2020 bzw. -273 PJ bis 2030).
Der Gasverbrauch sinkt aufgrund von
Effizienzsteigerungen gegenüber 2012 um
90 PJ bis zum Jahr 2020 bzw. um 256 PJ
bis 2030. Dies entspricht in relativen Größen einer Reduktion von 4,4 % bis 2020
bzw. 12,4 % bis 2030.
Referenzprognose
102
10000
9473
9323
9234
9000
8920
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
9149
8585
8664
8657
8312
8000
Müll
7995
7803
Erneuerbare
7000
6000
Fernwärme
5000
Strom
4000
Gas
3000
2000
Mineralölprodukte
1000
Kohlen
0
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.11: Endenergieverbrauch nach Energieträgern in der Referenzprognose (Ra)
Trotz des allgemein rückläufigen Endenergieverbrauchs steigt der Stromverbrauch gegenüber 2012 um 1,0 %
(21 PJ) bis zum Jahr 2020 und um 4,2 %
(84 PJ) bis 2030. Damit wächst sein Anteil
am Endenergieverbrauch von 23 % in
2012 auf 24 % in 2020 und 27 % in 2030.
Haupttreiber dieser Entwicklung sind die
zunehmende Zahl von Elektrofahrzeugen
und Plug-In-Hybridfahrzeugen im Verkehrssektor, der steigende Bedarf von
Elektroanwendungen im Haushaltssektor
sowie der vermehrte Stromeinsatz in der
Industrie. Ebenfalls Zuwächse verzeichnen
können der Fernwärmeeinsatz (+22 PJ bis
2020 bzw. +29 PJ bis 2030) sowie der
Verbrauch erneuerbarer Endenergieträger
(+173 PJ bis 2020 bzw. +151 PJ bis
2030), wobei letzterer zwischen 2020 und
2030 wieder leicht abnimmt. Die Ursachen
für diesen Rückgang liegen in dem insgesamt abnehmenden Raumwärmebedarf
der Haushalte sowie in dem geringeren
Einsatz von Biokraftstoffen im Verkehrssektor.
Der energetische Endverbrauch von
Kohlen verringert sich kontinuierlich von
397 PJ in 2012 über 325 PJ in 2020 bis
auf 288 PJ in 2030. Die Ursachen liegen
zum einen in der rückläufigen Verwendung im Industriesektor, auf den im Jahr
2030 nahezu der vollständige endenergetische Einsatz von Kohlen entfällt und zum
anderen in dem auslaufenden Kohleeinsatz zur Raumwärmeerzeugung im Haushaltssektor.
Die
Entwicklung
des
Endenergieverbrauchs nach Sektoren (Abbildung
4.12) zeigt, dass alle Sektoren zu dem
insgesamt abnehmenden Verbrauch zwischen 2012 und 2030 beitragen. Lediglich
in der Industrie und im Verkehr setzt der
Verbrauchsrückgang erst nach 2015 ein.
In relativen Zahlen fällt die Reduktion im
Haushaltssektor
am
stärksten
aus
(-17 %), gefolgt von GHD (-13 %), Industrie (-6 %) und Verkehr (-5 %).
Referenzprognose
10000
9473
9323
9234
8920
9000
Endenergieverbrauch nach Sektoren [PJ]
103
9149
8585
8664
8657
8312
7995
8000
7803
7000
Verkehr
6000
Haushalte
5000
GHD
4000
Industrie
3000
2000
1000
0
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.12: Endenergieverbrauch nach Sektoren in der Referenzprognose (Ra)
4.3
Umwandlungssektor
In der Referenzprognose ist trotz der
Auswirkungen der Weltwirtschaftskrise
mit einem Anstieg des Nettostrombedarfs
von 578 TWh in 2007 um 28 TWh auf
606 TWh in 2012 zu rechnen. Er steigt im
weiteren Verlauf mit einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate von
0,2 % auf 630 TWh in 2030 an. Unter
Berücksichtigung der derzeitig in Bau befindlichen fossilen Kraftwerke (13 GW)
und der bevorstehenden Kraftwerksstilllegungen kann die Deckung der Nachfragelast bis 2012 durch einheimische
Kraftwerke erfolgen, so dass bis 2012
nicht mit einer Stromlücke in der Versorgung des innerdeutschen Marktes zu
rechnen ist. Nach 2012 ergibt sich in der
Referenzprognose bis 2030 ein Neubaubedarf von 95 GW an Kraftwerksleistung,
von denen 46 GW auf fossil befeuerte
Kraftwerksleistung entfallen. Insgesamt
steigt die installierte Nettokraftwerksleis-
tung in der Referenzprognose von
157 GW in 2012 auf 182 GW in 2030.
Unter Berücksichtigung einer Zunahme
der Stromimporte sinkt die Nettostromerzeugung in der Referenzprognose von
603 TWh in 2012 auf 572 TWh in 2025 ab
und steigt auf 596 TWh in 2030 an. Mit
einem Anteil der Erneuerbaren Energien
am Bruttostromverbrauch von knapp
17 % in 2010 und 27 % in 2020 wird das
Ziel von 14 % in 2010 erreicht, das Ziel
von 30 % in 2020 leicht verfehlt. Die
Stromerzeugung aus fossil befeuerten
Kraftwerken wird in 2030 mit einem Anteil der Braunkohle von 22 % an der Gesamtstromerzeugung dominiert, während
der Anteil der Steinkohle von 20 % in
2012 auf 14 % absinkt. Die CO2Abscheidung als Möglichkeit der CO2Minderung kommt vor allem bei Braunkohlekraftwerken zum Einsatz (in 2030
Referenzprognose
104
41 % der Stromerzeugung aus Braunkohlekraftwerken). In Summe aller CCSKraftwerke werden in 2030 53 Mio. t
Kohlendioxid abgetrennt und vorwiegend
in ausgeförderten Erdöl- und Erdgasfeldern gespeichert. Langfristig kommt es
zudem zu einer Zunahme der Erdgasstromerzeugung (110 TWh in 2020 und
123 TWh in 2030), welche ab 2020 zu
etwa
70 %
aus
GuD-Kraftwerken
stammt. Dabei kommt Erdgas-KWK-Anlagen eine besondere Bedeutung zu.
Mit Hilfe der Fördermaßnahmen für
KWK-Anlagen aus dem KWK-Gesetz kann
deren Stromerzeugung von 76 TWh im
Jahr 2007 in der Referenzprognose stetig
auf etwa 118 TWh ausgebaut werden.
Das von der Bundesregierung angestrebte Ziel, den Anteil des KWK-Stroms an
der Nettostromerzeugung aus dem Jahr
2008 von 12 % bis zum Jahr 2020 auf bis
zu 25 % auszubauen, wird mit einem Anteil von etwa 19 % in der Referenzprognose jedoch nicht erreicht.
Der Strommix der Referenzprognose
führt insgesamt zu einer Reduktion der
spezifischen Emissionen der Stromerzeugung von 463 CO2/MWh in 2012 auf
409 kg CO2/MWh in 2020 und weiter auf
289 kg CO2/MWh in 2030.
Neben Erdgas, das mit einem Anteil an
der KWK-Stromerzeugung von 67 % in
der Referenzprognose dominiert, werden
Biomasse und der Anteil des erneuerbaren Abfalls als Energieträger in der KWKStromerzeugung zunehmend wichtiger
und erreichen einen Anteil von gut 15 %.
Nur zu einem geringen Teil entfällt der
Endenergieverbrauch in Deutschland heute und wohl auch in der Zukunft auf direkt
genutzte Primärenergieträger. Es dominieren vielmehr Sekundärenergieträger, die
in z. T. komplexen Umwandlungsanlagen
hergestellt werden. Basis dieser Umwandlungsprozesse sind einmal Primärenergieträger, zum anderen aber auch Sekundärenergieträger, die einer erneuten Umwandlung unterzogen werden. Charakteristisch für diese Umwandlungsprozesse
im Energiesektor sind der hohe Aufwand
an Kapital und sonstigen Produktionsfaktoren sowie die z. T. beträchtlichen Umwandlungsverluste, die hierbei in Kauf zu
nehmen sind. Der Verbraucher ist allerdings bereit, im Preis diesen Aufwand
zu vergüten, weil Sekundärenergieträger
den Bedarf moderner Produktionsanlagen
und langlebiger Gebrauchsgüter ungleich
besser zu befriedigen in der Lage sind als
Primärenergieträger, und auch das Streben nach Komfort, Sauberkeit und Be-
quemlichkeit häufig erst ermöglichen, zumindest aber erleichtern. Bevor aber nach
der Darstellung des Endenergieverbrauchs
in den Sektoren die Entwicklung im Umwandlungsbereich in Deutschland erläutert
wird, wird zunächst noch auf die Entwicklung des Stromverbrauchs, genauer des
Nettostromverbrauchs, eingegangen.
Strombedarf
In der Referenzprognose (Ra) ist trotz
der Auswirkungen der Weltwirtschaftskrise
mit einem leichten Anstieg des Nettostrombedarfs von 578 TWh in 2007 um
28 TWh auf 606 TWh in 2012 zu rechnen,
(Abbildung 4.13). Im weiteren Verlauf
steigt der Strombedarf auf 630 TWh in
2030 an. Dieser Anstieg von 2012 auf
2030 entspricht einer durchschnittlichen
jährlichen Steigerung von 0,2 %. Diese
Wachstumsrate liegt deutlich unter dem
Wachstum der vergangenen Jahre mit
1,2 % für den Zeitraum 1995 bis 2007.
Referenzprognose
105
Der Anteil industrieller Nachfrager wächst
leicht bis 2015 auf 40 % und nimmt danach auf 38 % in 2030 ab und erreicht
damit das Niveau von 2012. Für den
Haushaltssektor und den GHD-Sektor
kommt es zu einem leichten Rückgang des
Anteils am Strombedarf auf jeweils etwa
24 %, wohingegen ein Zuwachs beim Verkehrssektor von 3 % in 2012 auf 5 % in
2030 zu verzeichnen ist. Der Stromverbrauch des Umwandlungsbereiches,
inklusive Leitungsverluste verläuft relativ
konstant bis 2030 auf einem Anteil von
8 % am Gesamtbedarf.
Entsprechend der Entwicklung der
Stromnachfrage steigt die nachgefragte
Höchstlast von 79 GW in 2012 auf 82 GW
in 2030 an. Dabei ändern sich die Anteile
der Nachfragesektoren über den Betrachtungszeitraum nur geringfügig. Industrielle Nachfrager repräsentieren einen Anteil
von knapp 40 %, Haushalte ca. 30 %, der
GHD-Sektor etwa 25 %. Die restlichen
Anteile an der Spitzenlast entfallen auf
den Verkehrssektor und sonstige elektrische Verbraucher des Umwandlungsbereiches.
700
606
600
577
615
611
620
630
578
Leitungsverluste,
Pumparbeit und
sonstige
Umwandlung
543
509
502
Nettostrombedarf [TWh]
500
Verkehr
400
Haushalte
300
GHD
200
Industrie
100
0
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.13: Nettostrombedarf in Deutschland in der Referenzprognose (Ra)
Strombereitstellung
Die Nettostrombereitstellung setzt sich
aus den inländisch erzeugten Strommengen sowie den Nettostromimporten zusammen. In Deutschland steigt die Nettostrombereitstellung von 606 TWh in 2012
auf 630 TWh in 2030 an (Abbildung 4.14).
In 2012 erfolgt die Deckung der Stromnachfrage nahezu vollständig durch einheimische Elektrizitätserzeugung. Die inländische Erzeugung nimmt zugunsten
steigender Nettostromimporte ab und erreicht ein Minimum in 2025.
Referenzprognose
106
700
650
577
620
630
509
500
39%
Sonstige / Müll
nicht-ern.
36%
543
550
578
611
615
Stromimportsaldo
Sonstige
Erneuerbare
33%
502
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
600
606
42%
Biomasse / Müll
ern.
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
-3%
-50
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Steinkohle
Anteil
Erneuerbarer
Energien
Abbildung 4.14: Nettostrombereitstellung in Deutschland in der Referenzprognose (Ra)
Die
Nettostromimporte
steigen
von
2,5 TWh in 2012 auf ein Maximum von
48 TWh in 2025 und sinken in 2030 auf
34 TWh ab. Wichtigstes Importland in
2012
ist
Frankreich
mit
18 TWh
(Abbildung 4.15). Weitere 12 TWh netto
werden aus Skandinavien importiert.
Stromexporte fließen netto in 2012 vor
allem in die Länder der Alpenregion
(14 TWh) sowie in die Niederlande
(11 TWh) und nach Polen (8 TWh).
Nach 2012 ist − angesichts des Kernenergieausstiegs − mit einem wachsenden
Anstieg der Stromimporte zu rechnen.
Aufgrund der Strompreisdifferenz zu
Nachbarländern tragen verstärkte Nettostromimporte zu einer kosteneffizienten
Strombereitstellung in Deutschland bei. In
2020 betragen die Nettostromimporte
38 TWh. Diese Zunahme gegenüber 2012
resultiert vor allem aus verstärkten Nettoimporten aus Frankreich (+10 TWh) und
den skandinavischen Ländern (+6 TWh)
sowie verminderten Nettoexporten in die
Beneluxstaaten (-7 TWh), in die Länder
der Alpenregion (-11 TWh) und nach Polen
(-4 TWh).
Aufgrund der nach 2012 wachsenden
Nettostromimporte nimmt die Nettostromerzeugung32
in
Deutschland
von
603 TWh in 2012 auf 572 TWh in 2025 ab
und steigt danach wieder auf 596 TWh in
2030 an. Entsprechend dem der Energieprognose zu Grunde liegenden Ausbau der
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (siehe Tabelle 3.15 auf Seite 79)
steigt ihr Betrag kontinuierlich an. Im Jahr
2012 tragen sie mit 18 % zur Deckung
des Bruttostromverbrauches bei, im Jahr
2020 zu 27 % und in 2030 mit 36 %.
32
Die Nettostromerzeugung von Erzeugungseinheiten ist die erzeugte elektrische Arbeit, gemessen
an den Generatorklemmen, vermindert um den
Betriebs-Eigenverbrauch des Kraftwerkes.
Referenzprognose
107
2012
∑ + 2,5 TWh
2020
∑ + 37,9 TWh
+10,1
-10,7
+14,1
+1,9
-8,3
+5,1
+0,6
+17,9
-7,2 -7,0
-4,0
0
+3,4
-3,8
+3,6
+27,9
-3,2
-0,2
Stromaustausch [TWh]
(positiver Wert = Nettoimport; negativer Wert = Nettoexport)
Abbildung 4.15: Stromimportsalden Deutschlands in 2012 und 2020 in der Referenzprognose (Ra)
Die Stromerzeugung in fossilen Kraftwerken ist durch einen hohen Anteil von
Braunkohle gekennzeichnet, welche sich
leicht rückläufig von 141 TWh in 2012 auf
133 TWh (23 % der Gesamtstromerzeugung) in 2030 entwickelt. Die Strommengen aus Steinkohle nehmen im Zeitraum
2012 bis 2030 um 30 % ab und tragen
damit in 2030 mit 14 % zur Gesamtstromerzeugung bei. Steinkohlekraftwerke mit
CO2-Abscheidung (CCS) spielen eine untergeordnete Rolle in der Erzeugungsstruktur, wohingegen Braunkohle in 2030
zu 41 % in CCS-Kraftwerken verstromt
wird. In Summe aller CCS-Kraftwerke
werden in 2030 53 Mio. t Kohlendioxid
abgetrennt und vorwiegend in ausgeförderten Erdöl- und Erdgasfeldern gespeichert. Dies setzt voraus, dass die Infrastruktur zum Transport des Kohlendioxids
zur Speicherstätte im entsprechenden
Zeitraum errichtet wird. Langfristig kommt
es zudem zu einer Zunahme der Erdgasstromerzeugung (110 TWh in 2020 und
123 TWh in 2030), welche ab 2020 zu
etwa 70 % aus GuD-Kraftwerken stammt.
Dabei kommt Erdgas-KWK-Anlagen eine
besondere Bedeutung zu. Durch den Einsatz von CCS-Technologien und ErdgasGuD-Kraftwerken können die spezifischen
Emissionen der fossilen Stromerzeugung
von
829 kg CO2/MWh
in
2012
auf
525 kg CO2/MWh in 2030 abgesenkt werden. Der Strommix der Referenzprognose
(Ra) führt insgesamt zu einer Reduktion
der spezifischen Emissionen der Stromerzeugung von 463 kg CO2/MWh in 2012 auf
409 kg CO2/MWh in 2020 und weiter auf
289 kg CO2/MWh in 2030. Die Stromerzeugung reduziert ihre KohlendioxidEmissionen von 280 Mio. t CO2 in 2012
auf 171 Mio. t CO2 in 2030.
Stromerzeugungskapazitäten
Die für die im vorherigen Abschnitt erläuterte Entwicklung der Nettostromerzeugung erforderliche Entwicklung der
Kraftwerkskapazitäten ist in Abbildung
4.16 dargestellt. Mit der Inbetriebnahme
der derzeitig in Bau befindlichen Kraftwerksprojekte (13 GW) und dem Zubau
von Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (siehe Tabelle 3.15)
ergibt sich in der Referenzprognose (Ra)
im Jahr 2012 eine insgesamt installierte
Kraftwerksleistung von 157 GW. Mit der
nach 2012 zunächst sinkenden Nettostromerzeugung sinkt die installierte Kraftwerksleistung bis 2015 um 4 GW und
Referenzprognose
108
Nutzung von Biomasse und erneuerbarem
Abfall sind in 2012 mit 5,6 GW und in
2030 mit 6,2 GW Leistung am Netz.
steigt danach bis zum Jahr 2030 auf
182 GW an. Dieser gegenüber der Nettostromerzeugung deutlich größere Zuwachs
an Erzeugungskapazität hat seine Ursache
in der starken Zunahme der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien, deren
Anlagen nur mit einem Teil ihrer installierten Kapazität zur sicher verfügbaren
Kraftwerksleistung beitragen können.
Die installierte Leistung fossil befeuerter
Kraftwerke bleibt über den gesamten Betrachtungszeitraum auf einem Niveau von
etwa 80 GW, bei einer deutlichen Änderung der Zusammensetzung der Energieträger. Erdgas-Kraftwerke können ihren
Anteil an der installierten Leistung des
fossil befeuerten Kraftwerksparks von
35 % in 2012 nahezu verdoppeln und erreichen in 2030 mit 51 GW einen Anteil
von 62 %. Dabei werden verstärkt Erdgas-Kraftwerke zugebaut, um die gesicherte Leistung zur Spitzenlastdeckung
bereit zu stellen (siehe auch Exkurs: Reserveleistung und Windleistungskredit).
Die installierte Leistung von Steinkohlekraftwerken nimmt von 30 GW in 2012
um mehr als die Hälfte auf 13 GW in 2030
ab. Die Kapazität von Braukohlekraftwerken geht von 21 GW in 2012 auf 17 GW in
2030 zurück.
In 2012 repräsentieren Anlagen zur
Nutzung Erneuerbarer Energien 34 % der
gesamten Kraftwerksleistung. Dieser Anteil wächst auf 50 % in 2020 und 54 % in
2030 an. Die installierte Leistung von
Windkraftanlagen verdoppelt sich von
30 GW in 2012 auf 62 GW in 2030. Zur
Stromerzeugung aus Photovoltaikanlagen
sind in 2012 8 GW und in 2030 20 GW
Leistung notwendig. Aufgrund der begrenzten Wasserkraftpotenziale ist die
Leistung der Wasserkraftwerke (inklusive
Pumpspeicherkraftwerke) über den gesamten Betrachtungszeitraum konstant
auf einem Niveau von 11 GW. Anlagen zur
200
182
180
Sonstige
Erneuerbare
168
157
160
153
156
143
140
120
134
119
117
Solar
121
Wind
100
Wasserkraft
80
Kernenergie
60
Erdgas
40
Mineralöl
20
Braunkohle
0
Steinkohle
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.16: Nettoengpassleistung in Deutschland in der Referenzprognose (Ra)
Referenzprognose
Kraftwerkszubau
Bis zum Jahr 2012 ergibt sich der Zubau
an Kraftwerksleistung aus der Fertigstellung der derzeitig in Bau befindlichen fossilen Kraftwerke (13 GW) und der bis zu
diesem Zeitpunkt neu in Betrieb genommenen Kraftwerke zur Nutzung Erneuerbarer Energien. Unter Berücksichtigung
der Außerbetriebnahme von Altkapazitäten ergibt sich eine gesamte installierte
Kraftwerksleistung 157 GW. Diese Leistung ist ausrechend, um die Spitzenlast im
Jahr 2012 mit der notwendigen Versorgungssicherheit abzudecken.33 Aus Bestandsanlagen, d. h. Kraftwerken, die vor
2009 installiert wurden, ist im Jahr 2012
eine installierte Gesamtkapazität von
131 GW am Netz angeschlossen.
Unter Berücksichtigung der Arbeitsverfügbarkeiten der thermischen Kraftwerke
und der gesicherten Leistung aus Anlagen
zur Nutzung Erneuerbarer Energien ergibt
sich daraus eine verfügbare Leistung des
Anlagenbestandes in Höhe von 86 GW
(Abbildung 4.17). Aus der zwischen 2009
und 2012 installierten thermischen Neubauleistung von 13 GW sowie der Zubaukapazitäten von Anlagen zur Nutzung Erneuerbarer Energien zwischen 2009 und
2012 können unter Berücksichtigung der
Anlagenverfügbarkeit zusätzlich 14 GW
zur Deckung der Spitzenlast in 2012 eingesetzt werden. Somit sind in 2012 in
Summe 100 GW Kraftwerkskapazität zu
Spitzenlastzeiten verfügbar und können
die Lastdeckung von 79 GW Nachfragelast
plus einer Reserveleistung von 7,3 GW
gewährleisten.
109
Wie der Monitoringbericht der Bundesnetzagentur belegt, sind auch für Jahre
nach 2012 umfangreiche Kraftwerksinvestitionen für konventionelle Erzeugungsleistung geplant (BNetzA 2008). Wenn auch
nicht die Gesamtheit aller geplanten
Kraftwerksprojekte
umgesetzt
werden
wird, so kann dennoch davon ausgegangen werden, dass zukünftige Außerbetriebnahmen durch inländische konventionelle Kraftwerkskapazitäten ersetzt werden und auch zukünftig die Deckung der
Spitzenlast durch inländische Kraftwerke
erfolgen kann.
Der für die Referenzprognose notwendige Neubaubedarf für den Zeitraum 2012
bis 2017 beträgt 20 GW (Abbildung
4.18)34. Im nachfolgenden Zeitraum
(2018 bis 2022) werden 35 GW zugebaut,
im Zeitraum 2023 bis 2027 40 GW und
zwischen 2028 und 2030 37 GW. Der Anteil fossil befeuerter Kraftwerke bewegt
sich dabei zwischen 30 % (2013-2017)
und 40 % (2023-2027). Unter den fossil
befeuerten Kraftwerksneubauten nehmen
Erdgas-Kraftwerke die Vorrangstellung ein
(Anstieg von 4 GW im Zeitraum 2013 bis
2017 auf 12 GW im Zeitraum 2028 bis
2032), was zum einen aus der Zunahme
des Anteils von Mittel- und Spitzenlastkraftwerken aufgrund der verstärkten Integration Erneuerbarer Energien und zum
anderen aus der steigenden Wettbewerbsfähigkeit von Erdgas bei zunehmender
Verschärfung der Klimaschutzziele resultiert. Ein Zubau von Kohlekraftwerken
erfolgt ab 2020 nur in Form von Anlagen
34
33
Im Rahmen der Energieprognose 2009 wurde
unterstellt, dass die Lastdeckung der Stromnachfrage in Deutschland ausschließlich durch inländische Kraftwerkskapazität erfolgt und Kuppelleitungskapazitäten nicht als gesichert zur Verfügung stehende Leistung angesehen werden
kann.
Da die Modellierung in Perioden mit 5-Jahresschritten erfolgt, beziehen sich die Angaben zu
Zubauleistungen immer auf die Gesamtdauer der
jeweilige Periode, also einen Zeitraum von 5 Jahren. Damit unterscheidet sich der zeitliche Bezug
der Werte von anderen Modellgrößen, wie beispielsweise Strommengen und installierten Kraftwerkskapazitäten, welche als Jahreswert für das
Mitteljahr der Periode, das Modelstützjahr, angegeben werden.
Referenzprognose
110
mit CO2-Abscheidung. Insgesamt kommt
es von 2020 bis 2030 zu einem Zubau von
9 GW Kraftwerksleistung mit CO2-Abscheidung, wovon etwa 70 % auf dem
Einsatz von Braunkohle basieren. Bei dem
180
Installierte Leistung
160
Leistung [GW]
140
geringfügigen Zubau von ölbefeuerten
Kapazitäten im Zeitraum von 2018 bis
2022 handelt es sich um Ersatzkapazitäten.
Nachfragelast
Gesicherte Leistung
Neu
120
100
Neu
80
Bestand
60
Bestand
40
20
0
In stallierte
B estan dskapazität aus
2008
Kapazitäten in
Bau 2009-2012
verfügb are
Bestand skap azität aus
2008
verfügb are
Zu baukap azität
2009 - 2012
Reserve in 2012
Last
Reserve
Steinkohle
Braunkohle
Erdöl
Kernenergie
Wasser
Wind
Solar (PV)
Sonstige
Last in 2012
Erdgas
Abbildung 4.17: Kraftwerkskapazitäten und Nachfragelast zur Spitzenlastzeit in Deutschland in 2012
in der Referenzprognose (Ra)
Für Anlagen zur Nutzung Erneuerbarer
Energien ergibt sich ein Zubaubedarf von
14 GW im Zeitraum 2013 bis 2017, im
weitern Verlauf zwischen 2018 und 2022
sowie zwischen 2023 und 2027 jeweils
23 GW und im Zeitraum 2028 bis 2032
25 GW. Die Neubauleistung von Windkraftanlagen beträgt zwischen 2013 und
2017 knapp 9 GW was einem durchschnittlichen jährlichen Zuwachs von fast
2 GW entspricht. In den nachfolgenden
Jahren steigt der Neubaubedarf auf durchschnittlich 3,5 GW pro Jahr an, so dass
sich für den Zeitraum 2018 bis 2032 eine
kumulierte Zubauleistung für Windkraftanlagen von 53 GW ergibt. Für Photovoltaikanlagen kommt es zu einem relativ
gleichmäßigen Zubau in den Jahren nach
2012 mit einer durchschnittlichen jährlichen Zubauleistung von 0,75 GW. Die
Zubaukapazitäten von Biomasseanlagen
und sonstigen Anlagen zur Nutzung Erneuerbarer Energien steigen von 1 GW im
Zeitraum 2013 bis 2017 auf 3 GW für den
Zeitraum 2028 bis 2032 an.
Referenzprognose
111
Nettozubauleistung je 5-Jahresperiode [GW]
45
40
40
37
35
Sonstige /
Müll nichtern.
Sonstige
Erneuerbare
Biomasse /
Müll ern.
35
Solar
30
Wind
25
Wasserkraft
20
20
Kernenergie
15
Erdgas
10
Mineralöl
Braunkohle
5
Steinkohle
0
2013 - 2017
2018 - 2022
2023 - 2027
2028 - 2032
Abbildung 4.18: Zubaukapazitäten in Deutschland nach 2012 in der Referenzprognose (Ra)
Exkurs: Reserveleistung und Windleistungskredit
Zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit im Fall des Ungleichgewichts zwischen Stromeinspeisung und –
entnahme muss ausreichende Reserveleistung vorgehalten werden. Neben ungeplanten Ausfällen der thermischen
Kraftwerke stellt auch in Zukunft zunehmende, jedoch fluktuierende Einspeisung
aus Windkonvertern besondere Ansprüche an die Reservevorhaltung.
Die Reserveleistung wird innerhalb des
Fundamentalmodels E2M2s für den deutschen Elektrizitätsmarkt in stehende und
drehende Reserve35 unterschieden. Sie
umfasst die drei Regelleistungsarten (Primär-, Sekundär- und Tertiärregelleis-
35
tung) die durch den Übertragungsnetzbetreiber vorzuhalten sind. Die Stundenbzw. Dauerreserve, die für den Ausgleich längerfristiger Abweichungen bereitgestellt werden muss und im Verantwortungsbereich
der
Kraftwerksbetreiber / Bilanzkreisverantwortlichen
liegt, wird im Modell nicht betrachtet.
Die Berechnung des gesamten Reserveleistungsbedarfs in E2M2s erfolgt in
zwei Schritten. Während im ersten
Schritt die notwendige Reserveleistung
für die Ausregelung ungeplanter Ausfälle
thermischer Kraftwerke berechnet wird,
ergibt sich der zusätzliche Bedarf an Reserveleistung aufgrund der Prognosefehler der Einspeisung aus Windenergieanlagen im zweiten Schritt.
Die stehende Reserve wird durch die Kraftwerksanlagen bereitgestellt, die sich nicht im Erzeugungsbetrieb befinden aber innerhalb kurzer Zeit angefahren werden können. Die drehende Reserve bezieht sich auf die Kraftwerksanlagen, die sich in Betrieb befinden und durch Änderung der Erzeugungsleistung den Regelungsbedarf
bedienen können.
112
Bei der Ermittlung des Reservebedarfs
für thermische Kraftwerke wird unterstellt,
dass die Ausfälle der einzelnen Kraftwerksblöcke
stochastisch unabhängige
Ereignisse sind. Die dabei angenommenen
Ausfallwahrscheinlichkeiten basieren auf
historischen Daten zur Versorgungszuverlässigkeit einzelner Kraftwerke und unterscheiden sich je nach eingesetztem Energieträger und Turbinentyp. Durch iterative
Faltung der Wahrscheinlichkeitsfunktionen
für Ausfälle einzelner Kraftwerksblöcke
wird eine Verteilungsfunktion der kumulierten Leistungsausfälle auf der Basis der
gesamten installierten Kapazitäten angenähert (Jansen et al. 2005).
Im Gegensatz zu thermischen Kraftwerken sind die unvorhersehbaren Ausfälle
der Windkonverter für die Vorhaltung der
Reserveleistung von untergeordneter Bedeutung. Vielmehr ist der Reserveleistungsbedarf durch die Prognosefehler bezüglich der Windeinspeisung begründet,
weil Abweichungen der tatsächlichen Einspeisung vom prognostizierten Wert zum
Regelungsbedarf der Einsatzplanung der
restlichen thermischen Kraftwerke und
Pumpspeicherkraftwerke führen. Um die
Prognosefehler in der Windeinspeisung zu
bewerten, wird als Ausgangspunkt das
Winddargebot auf der Basis von historischen Windgeschwindigkeiten stochastisch
abgebildet.
Es wird zwischen einem typischen Onshore- und Offshore-Standort für die
Windkonverter unterschieden, jedoch ohne
weitere regionale Differenzierung des
Winddargebots. Analog zu der angewendeten Methodik im ersten Schritt werden die
kumulierten Prognosefehler in der Windeinspeisung berechnet, die als Kapazitätsausfall der Windkonverter interpretiert
werden können. Aufbauend auf der Ver-
Referenzprognose
teilungsfunktion für die Ausfälle der thermischen Kraftwerke aus dem ersten
Schritt lässt sich die Verteilungsfunktion
für den gesamten Kapazitätsausfall ableiten.
Die maximalen Erzeugungskapazitäten,
die zu einer üblicherweise angenommenen
Wahrscheinlichkeit von 99 % aufgrund erwarteter Ausfälle nicht zum Einsatz kommen können, müssen durch Vorhaltung
von Kraftwerkskapazitäten in gleicher Höhe abgesichert werden. In der Referenzprognose (Ra) müssen 6,1 GW im Jahr
2012 an Reserveleistung allein für thermische Kraftwerke vorgehalten werden, die
im Jahr 2030 auf 5,5 GW infolge Investitionen in neue zuverlässigere Anlagen zurückgeht. Der zusätzliche Reservebedarf,
der durch die Integration stark zunehmender Windleistung in das bestehende Verbundsystem erforderlich ist, steigt von
0,9 GW im Jahr 2012 auf 8,8 GW im Jahr
2030.
Aufgrund der fluktuierenden Verfügbarkeit und der häufig ungenauen Prognose
des Winddargebots können Windkonverter
nicht mit ihrer gesamten installierten Kapazität zur Lastdeckung beitragen, sondern vermindert mit dem sogenannten
Leistungskredit (Abbildung 4.19). Der
Leistungskredit bezieht für den Zeitpunkt
der Jahreshöchstlast die gesicherte Windleistung auf die gesamte installierte Leistung. In (VTT 2007) werden verschiedene
Ansätze, die zur Bestimmung der gesicherten Windleistung Anwendung finden, diskutiert.
Die Energieprognose 2009 orientiert sich
in Grundzügen an der Vorgehensweise in
Jansen et al. (2005), die auf einer wahrscheinlichkeitstheoretischen Methode basiert. Die gesicherte Windleistung entspricht demnach dem verbleibenden Teil
Referenzprognose
113
der erwarteten Windeinspeisung zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast nach Abzug
des zusätzlichen Reservebedarfs für die
Konverter. In Abbildung 4.19 ist die Entwicklung des Windleistungskredits im Verlauf des Windleistungszubaus in der Referenzprognose (Ra) bis zum Jahr 2030 dargestellt. Es ist zu erkennen, dass durch
den verstärkten Zubau an Windkonvertern, auch trotz verstärkter Investitionen
in besser verfügbare Offshore-Anlagen,
der Leistungskredit in 2030 auf ein Drittel
des Niveaus in 2010 auf 3,1 % absinkt.
Die dort ausgewiesene abnehmende Tendenz ist in erster Linie darauf zurückzuführen, dass der zusätzliche Reservebedarf der zugebauten Windleistung den Zugewinn an gesicherter Windleistung übersteigt.
12
Windleistungskredit [%]
10
8
6,5
6
4
3,1
2
0
2010
Abbildung 4.19:
2015
2020
2025
2030
Leistungskredit der Windkonverter in der Referenzprognose (Ra)
Strompreise
Der Elektrizitätspreis am Großhandelsmarkt entspricht unter den Annahmen des
Modells vollständiger Konkurrenz den
kurzfristigen Grenzkosten, die sich ohne
Berücksichtigung langfristig gebundener
Kostenbestandteile aus der Erhöhung der
Ausbringungsmenge um eine zusätzliche
Einheit ergeben, vgl. (Schumann et al.
1999) oder (Swider et al. 2007).
Für die in der Referenzprognose (Ra)
berechnete Entwicklung der Elektrizitätsnachfrage sowie der Erzeugungsstruktur
werden die zukünftigen Elektrizitätspreise
am Großhandelsmarkt anhand einer detaillierten und zeitlich hochaufgelösten
Kraftwerkseinsatzplanung
abgeschätzt.
Dabei wird die Einspeisung aus Wind- und
Solarenergie nicht berücksichtigt, sondern
aufgrund der Abnahmepflicht von der gesamten (um den Importsaldo bereinigten)
Last abgezogen. Unterjährig werden im
Referenzprognose
114
Modell für 144 repräsentative Stunden
(sog. Typstunden) die Großhandelspreise
aus den berechneten Systemgrenzkosten
abgeleitet, die in den meisten Fällen den
variablen Erzeugungskosten des letzten
zur Lastdeckung eingesetzten Kraftwerks
entsprechen. Allerdings bestehen bei einer
solchen fundamentalanalytischen Herleitung der Großhandelspreise Herausforderungen in der Quantifizierung und zeitlichen Verteilung der Kraftwerksanfahrkosten, der Kuppelproduktion (z. B. Wärme),
der Berücksichtigung von Risikoprämien
und Opportunitäten (Handelsentscheidungen an anderen Märkten) und vor allem
der angemessenen Bestimmung von
Knappheitspreisen, die auf die (elastische)
Zahlungsbereitschaft der Nachfrager zu-
rückzuführen
2008).
sind
(Ellersdorfer
et
al.
Abbildung 4.20 stellt als Ergebnis die
modellierte Entwicklung des Jahresdurchschnitts der Baseload-Preise (Modell Base)
sowie der Peakload-Preise (Modell Peak)
für Elektrizität am Großhandelsmarkt bis
2030 in der Referenzprognose (Ra) dar.
Als Durchschnittspreise für BaseloadStunden wurden die Preise von Stunde 1
bis 24 herangezogen und für Peakload die
Stunden 9 bis 20. Die Ermittlung der jährlichen Durchschnittspreise hat insgesamt
einen ausgleichenden Effekt auf die unterjährigen Preise, die entlang der 144 abgebildeten Typstunden zum Teil stark unterschiedlich ausfallen.
90
Modell Base
Modell Peak
EEX Base
EEX Peak
Elektrizitätspreise [€2007/MWh]
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.20: Reale Jahresdurchschnittspreise für Elektrizität am deutschen Großhandelsmarkt in
In der längeren Frist ergibt sich eine
leicht fallende Tendenz, welche im Wesentlichen auf die zukünftigen Investitionen in Kraftwerkstechnologien mit höherem Wirkungsgrad und den Rückgang der
CO2-Zertifikatepreise zurückzuführen ist.
Der deutsche Elektrizitätspreis am EEXSpotmarkt hat in 2008 aufgrund der drastisch angestiegenen Brennstoffpreise die
Rekordhöhe im Jahresniveau (+73,1 %
gegenüber 2007) erreicht.
Referenzprognose
Anhand der Modellergebnisse ist es jedoch zu erwarten, dass der deutsche
Elektrizitätspreis infolge der weltwirtschaftlichen Rezession und der damit verbundenen Abnahme der Elektrizitätsnachfrage bereits in 2010 auf ein vergleichbares Niveau wie in 2007 zurückkehrt.
Neue thermische Großkraftwerke müssen sich bzgl. der Refinanzierung ihrer
Investitionskosten gegen das in Zukunft
leicht sinkende Preisniveau behaupten.
Die Refinanzierung geschieht über die erwirtschafteten Deckungsbeiträge und ggf.
hohe Marktpreise in Zeiten von Knappheit
auf dem Spotmarkt (Stoft 2002). Darüber
bietet die zunehmend erforderliche Bereitstellung von Regelenergie aufgrund des
begrenzten Leistungskredits der fluktuierenden Einspeisung aus erneuerbaren
Energien eine alternative Vermarktungsmöglichkeit.
Für den Betrachtungszeitraum weist die
Jahresentwicklung der Großhandelspreise
im deutschen Elektrizitätsmarkt, welcher
als eine wichtige Drehscheibe für den
Stromaustausch in Mitteleuropa dient,
einen ähnlichen Verlauf wie der mengegewichtete Durchschnittspreis in EU-27
Ländern auf. Insgesamt liegt der deutsche
Preis mit ca. 5 % leicht über dem EU-27
Niveau. In 2020 erreicht die Preisdifferenz
jedoch ihren höchsten Wert von 9 % infolge der vollständigen Stilllegung der
Kernkraftwerke in diesem Jahr.
Für die Ermittlung der Entwicklung der
Strompreise für Haushaltskunden und industrielle Abnehmer wurden die langfristigen Erzeugungskosten, die Kosten für
115
Stromtransport und –verteilung sowie die
Staatslasten (EEG-Zulage, KWKG-Zulage,
Konzessionsabgabe,
Stromsteuer
und
Mehrwertsteuer) entsprechend berücksichtigt.
Der Strompreis für Haushaltskunden,
ausgedrückt in realen Preisen auf Basis
2007,
erhöht
sich
bis
2012
auf
226 €2007/MWh. Dieses Niveau wird in der
Referenzprognose in etwa bis zum Jahr
2030 konstant gehalten (Abbildung 4.21).
Dabei steigen die Kosten für Erzeugung,
Transport und Verteilung geringfügig auf
ein Niveau von etwa 142 €2007/MWh.
Rückläufige Beiträge ergeben sich bei der
Konzessionsabgabe, der Stromsteuer und
der KWKG-Vergütung, die auf nominaler
Basis festgelegt sind, woraus in realen
Geldwerten ein sinkender Verlauf resultiert. Der Anteil der EEG-Umlage am
Strompreis der Haushalte steigt von
9,3 % (21 €2007/MWh) in 2012 auf 11,7 %
in 2030 (26 €2007/MWh). Hierbei wirkt sich
der verstärkte Zubau von OffshoreWindenergieanlagen aus. Die Umlage der
Förderung von KWK-Anlagen bemisst sich
in 2012 auf 4 €2007/MWh und läuft nach
2020 aus.
Die Industriestrompreise (ohne Stromund Mehrwertsteuer) steigen bis 2030 auf
ein Niveau von etwa 118 €2007/MWh
(Abbildung 4.22). Dabei bleiben die Kosten für Erzeugung, Transport und Verteilung annähernd konstant und liegen in
2030 bei knapp 94 €2007/MWh. Gleichzeitiger verdoppelt sich der Beitrag der abgabebedingten Preisbestandteile (EEG und
KWKG) von 12 €2007/MWh in 2007 auf
24 €2007/MWh in 2030.
Referenzprognose
116
250
Strompreis der Haushalte [EUR
2007 /MWh]
MWSt
200
Stromsteuer
Konzessionsabgabe
150
KWKG
100
EEG
50
Erzeugung,
Transport,
Verteilung
0
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.21: Entwicklung der Strompreise der Haushalte in der Referenzprognose (Ra)
140
Strompreis der Industrie [EUR
2007 /MWh]
KWKG
120
100
EEG
80
Konzessionsabgabe
60
40
Erzeugung,
Transport,
Verteilung
20
0
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.22: Entwicklung der Industriestrompreise in der Referenzprognose (Ra)
Referenzprognose
117
Exkurs: Sensitivitätsanalyse „CCS wird
nicht marktfähig“ (Ra_NoCCS)
ökonomischen Parameter als auch der
gesellschaftlichen
Akzeptanz
dieser
Technologie. Dieser Exkurs stellt die
Auswirkungen auf die Energieversorgung
in Deutschland dar, sollten CCSKraftwerke sowie industrielle Anlagen
mit CO2-Abscheidung in Zukunft nicht
marktfähig werden und lediglich die bestehenden und geplanten Pilot- und Demonstrationsanlagen (Schwarze Pumpe,
Hürth und Jänschwalde) realisiert werden. Dabei wird angenommen, dass alle
anderen energieund umweltpolitischen
Vorgaben denen der Referenzprognose
(Ra) entsprechen.
Wie die Ergebnisse der Referenzprognose
(Ra) zeigen, können Technologien mit CO2Abscheidung mit nachfolgendem Transport
und Speicherung nach 2020 einen wichtigen
Beitrag zur Erreichung der CO2-Emissionsreduktionsziele leisten. Diese Technologie
steht derzeitig noch nicht für den großtechnischen Einsatz zur Verfügung. Bezüglich
der Durchsetzung von CCS-Technologien am
zukünftigen Energiemarkt bestehen Unsicherheiten sowohl hinsichtlich der Erreichung der notwendigen technischen und
45
CO 2 -Preis in Euro
2007 /t CO2
40
35
30
25
Ra_orig
20
Ra_noCCS
15
10
5
0
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
Abbildung 4.23: CO2-Preis in der Referenzprognose (Ra) und in der Sensitivitätsanalyse „CCS wird
nicht marktfähig“ (Ra_NoCCS)
Sind CCS-Kraftwerke in Zukunft in allen europäischen Ländern nicht verfügbar, hat dies
Auswirkungen auf die optimale Lastenverteilung der CO2-Minderungspflicht innerhalb des
Europäischen Emissionshandelssystems auf
die beteiligten Länder. Verglichen mit der Referenzprognose (Ra) werden bei gleichem Reduktionsziel im Fall der europäischen Nichtverfügbarkeit
der
CCS- Technologie
(Ra_NoCCS)
in
Deutschland
10 Mio. t CO2
(2020),
37 Mio. t CO2
(2025) bzw. 4 Mio. t CO2 (2030) mehr
emittiert. Die besonders starken Mehremissionen in den Jahren 2020 und 2025
zeigen, dass in der Referenzprognose
(Ra) in Deutschland in diesem Zeitraum,
verglichen mit anderen europäischen
Ländern, CCS-Kraftwerke einen über-
Referenzprognose
118
durchschnittlichen Beitrag zum Klimaschutz leisten und der Wegfall dieser Option
zu einem deutlichen Anstieg der Emissionen
führt. Der CO2-Preis steigt gegenüber der
Referenzprognose (Ra) um 0,8 €2007/t CO2 in
2020, um 6,9 €2007/t CO2 in 2025 und
4,3 €2007/t CO2 in 2030 (Abbildung 4.23).
Auch die Strompreise in den Verbrauchssektoren steigen in dem Fall, dass CCSTechnologien nicht marktfähig werden. Der
Anstieg der Strompreise der Haushalte bewegt sich im Zeitraum 2020 bis 2030 in einer Bandbreite von 4 bis 9 €2007/MWh im
Vergleich zur Referenzprognose (Ra).In der
Industrie kommt es zu einem Anstieg der
Strompreise um 1,9 €2007/MWh in 2020, 8,6
in 2025 und 2,0 in 2030.
Durch die Erhöhung der Strompreise
und die stärkere CO2-Intensität der
Stromerzeugung
werden
zusätzliche
Energieeinsparmaßnahmen
in
den
Verbrauchssektoren durchgeführt und
weniger Strom genutzt. Der Nettostromverbrauch sinkt in der Sensitivität
„CCS
wird
nicht
marktfähig“
(Ra_NoCCS) gegenüber der Referenzprognose (Ra) um 3 TWh in 2020,
7 TWh in 2025 und 17 TWh in 2030
(Abbildung 4.24). Die Reduktiondes
Stromverbrauchs resultiert vor allem
aus der Substitution von Strom im Industriesektor durch Erdgas sowie einer
Zunahme des Erdgaseinsatzes und von
Fernwärmeanwendungen bei den Haushalten.
700
650
Leitungsverluste
und sonstige
Umwandlung
600
Nettostromverbrauch [TWh]
550
500
Verkehr
450
400
Haushalte
350
300
250
GHD
200
150
Industrie
100
50
2012
2015
2020
2025
Ra_NoCCS
Ra
Ra_NoCCS
Ra
Ra_NoCCS
Ra
Ra_NoCCS
Ra
Ra_NoCCS
Ra
2007
2005
2000
1995
1990
0
2030
Abbildung 4.24: Nettostromverbrauch in der Referenzprognose (Ra) und in der Sensitivitätsanalyse
„CCS wird nicht marktfähig“ (Ra_NoCCS)
Entsprechend der Reduktion der Stromnachfrage verringert sich im Zeitraum nach 2020
ebenfalls
die
Strombereitstellung
gegenüber der Referenzprognose (Ra) (Abbildung 4.25). Darüber hinaus steigen die
Nettostromimporte um jeweils 3 TWh in
2020 und 2025 sowie 12 TWh in 2030
an. Damit liegt die inländische Stromerzeugung in 2030 im Fall, dass CCSTechnologien nicht marktfähig werden,
Referenzprognose
119
um 7 % unter der Stromerzeugung der Referenzprognose (Ra). Wie der Vergleich der
Brennstoffstruktur
der
Stromerzeugung
zeigt, würde eine Nichtverfügbarkeit von
CCS-Kraftwerken einen verstärkten Einsatz
von Erdgaskraftwerken zu Lasten der Kohleverstromung bewirken.In den Jahren
2020 und 2025 liegt die Kohlestromerzeugung in der Sensitivitätsanalyse „CCS wird
nicht markfähig“ (Ra_NoCCS) jeweils etwa
25 TWh unter dem Niveau der Referenzprognose (Ra) und in 2030 um knapp
70 TWh. Dabei wird primär die Stromerzeugung aus Braunkohlekraftwerken reduziert, was die Wichtigkeit der CCSTechnologie für diesen Energieträger unterstreicht.
Steinkohlen, wodurch zusätzlich Braunkohlestrom-mengen substituiert werden.
Etwa die Hälfte des Stroms aus fossilen
Energieträgern wird im Jahr 2030 in Erdgaskraftwerken erzeugt. Damit steigt der
Anteil von Erdgas an der gesamten
Stromerzeugung auf 28 % in 2030.
Der Ausbau der Erneuerbaren Energien
zur Stromerzeugung erfolgt entsprechend der hier angenommenen Fortführung der Fördermaßnahmen, so dass sich
bezüglich der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien keine wesentlichen
Änderungen zur Referenzprognose (Ra)
ergeben.
Aufgrund
der
geringeren
Stromnachfrage erreichen Erneuerbare
Energien einen Anteil von 38,5 % am
Bruttostromverbrauch in 2030.
700
42%
650
39%
600
36%
550
33%
500
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
Stromimportsaldo
In 2025 kommt es außerdem zu einem
Anstieg der Stromerzeugungsmengen aus
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
2012
2015
2020
2025
Ra
Ra_NoCCS
Ra_NoCCS
Ra
Ra
Ra_NoCCS
Ra_NoCCS
Ra
Ra
Ra_NoCCS
2007
2005
2000
1995
-3%
1990
-50
2030
Steinkohle
Anteil Erneuerbarer
Energien
Abbildung 4.25: Nettostrombereitstellung in der Referenzprognose (Ra) und in der Sensitivitätsanalyse „CCS wird nicht marktfähig“ (Ra_NoCCS)
Referenzprognose
120
Die KWK-Stromerzeugung verändert sich
in der Sensitivität „CCS wird nicht markfähig“ (Ra_NoCCS) gegenüber der Referenzprognose (Ra) nur geringfügig (+2 TWh in
2030). Durch die niedrigere inländische
Stromerzeugung steigt jedoch der Anteil des
KWK-Stroms an der Nettostromerzeugung
im Vergleich zur Referenzprognose um
0,5 %-Punkte in 2020 auf 19,5 % und
1,6 %-Punkte in 2030 auf 21,6 %.
Die Energieproduktivität liegt in der
Sensitivitätsanalye „CCS wird nicht
markfähig“ (Ra_NoCCS) langfristig mit
0,26 Mrd. €2000/PJPEV in 2030 über dem
Niveau der
Referenzprognose
(Ra).
Ursäch lich dafür sind die schlechteren
Wirkungsgrade von CCS-Kraftwerken
gegenüber Kraftwerken ohne CCS und
der daraus resultierende zusätzliche
Brennstoffeinsatz zur Stromerzeugung.
bis 2030 (Abbildung 4.26). Der Anteil der
KWK-Stromerzeugung steigt von 13 % in
2007 auf 19 % in 2020 und 20 % in 2030.
Für das Jahr 2020 bleibt damit der Anteil
der KWK-Stromerzeugung unter dem angestrebten Ziel der Bundesregierung von
25 %.
Unter Berücksichtigung der Fördermaßnahmen durch das KWK-Gesetz ergibt sich
in der Referenzprognose (Ra) eine stetige
Ausweitung der Stromerzeugung aus
KWK-Anlagen von 76 TWh im Jahr 2007
auf 109 TWh bis 2020 und auf 118 TWh
30
140
Sonstige / Müll
nicht-ern.
118
109
25
110
KWK-Strom [TWh]
100
90
20
85
80
76
71
15
60
52
10
40
5
20
0
0
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
120
sonst. Gase
nicht-ern.
Biomasse / Müll
ern.
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
Steinkohle
Anteil KWK
2030
Abbildung 4.26: KWK-Stromerzeugung in der Referenzprognose (Ra)
Die Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen
nimmt dabei weniger stark zu als die
Stromerzeugung, was aus der höheren
Stromkennzahl der neu zugebauten Anlagen resultiert. Hauptgrund für das Nicht-
erreichen des KWK-Ziels ist der zu geringe
Anstieg des Fernwärmeabsatzes, wodurch
auch die KWK-Stromerzeugung begrenzt
wird. Der relative Anteil der Fernwärme an
der Raumwärmeversorgung steigt im Be-
Referenzprognose
trachtungszeitraum zwar überproportional, gleichzeitig wird die absolute Steigerung jedoch durch den insgesamt stark
rückläufigen Energiebedarf für Raumwärme aufgrund verbesserter Wärmedämmung begrenzt.
Die Struktur der Energieträger, die zur
Stromerzeugung in KWK-Anlagen eingesetzt werden zeigt bereits für 2007 einen
starken Erdgasanteil von über 57 %. Erdgas kann auch zukünftig seine Rolle festigen und erreicht in der Referenzprognose
(Ra) in 2030 ein Anteil von 67 %. Dabei
kommt es zu einer verstärkten Stromerzeugung aus dezentralen Anlagen, wie
beispielsweise Blockheizkraftwerken, deren Stromauskopplung sich von 12 TWh in
2007 auf 26 TWh in 2030 verdoppelt. Der
Anteil des Stroms aus kohlebasierten
KWK-Anlagen entwickelt sich von 27 % in
2007 auf 16 % in 2030, wobei Braunkohle
eine untergeordnete Rolle spielt.
Die Erneuerbaren Energien zeigen einen
Zuwachs ihres Anteils an der KWKStromerzeugung von 9 % (7 TWh) im Jahr
2007 bis 2030 auf ca. 15 % (18 TWh).
Biomassen sowie erneuerbare Abfälle werden als Energieträger in der KWK-Stromerzeugung zunehmend wichtiger, was
überwiegend auf staatliche Fördermaßnahmen (Erneuerbare Energien Gesetz)
zurückzuführen ist.
Fernwärmeerzeugung
Die Auskopplung von thermischer Energie aus KWK-Anlagen und Kesselanlagen
erfolgt entsprechend der unterschiedlichen
Temperaturniveaus primär in Form von
Prozesswärme bzw. -dampf für industrielle
Anwendungen und Fernwärme für Haushalte und den GHD-Sektor. Die Fernwärmeerzeugung steigt in der Referenzprognose (Ra) von 327 PJ in 2007 auf ein Ma-
121
ximum von 386 PJ in 2025 und sinkt danach auf 379 PJ in 2030 ab. Die Bereitstellung von Fernwärme erfolgte in 2007
zu 85 % aus KWK-Anlagen, 14 % aus
Heizwerken und zu 1 % durch Nutzung
industrieller Abwärme. In der Referenzprognose (Ra) steigt die Wärmeerzeugung
in Heizkraftwerken bis zum Jahr 2030 auf
321 PJ, was, bezogen auf das Jahr 2007
(276 PJ), einem Zuwachs von 16 % entspricht. Dieser Anstieg ist vor allem auf
die verstärkte Nutzung von Erdgasbefeuerten Heizkraftwerken sowie Biomasse und Müll-Heizkraftwerken zurückzuführen, die zusammen etwa einen Anteil
von 76 % der Wärmeauskopplung in Heizkraftwerken im Jahr 2030 darstellen. Kohle-befeuerte Heizkraftwerke werden sukzessive durch Erdgas-KWK-Anlagen ersetzt und tragen im Jahr 2030 noch zu
24 % zur Wärmeauskopplung von Heizkraftwerken bei.
Die Wärmeerzeugung in Heizwerken erreicht in den Jahren 2012, 2015 und 2020
ein Niveau von etwa 55 PJ und sinkt danach auf 53 PJ in 2030. Die Fernwärmeerzeugung aus Erdgas-befeuerten Heizwerken steigt von 95 % in 2012 auf 98 % in
2030. Kohle-gefeuerte Heizwerke tragen
in 2012 mit 4 % zur Fernwärmeerzeugung
in Heizwerken bei. Diese Anlagen gehen
jedoch bis 2020 vom Netz, so dass nach
2020
keine
Fernwärme
in
KohleHeizwerken erzeugt wird. Sonstige Energieträger und Biomasse kommen in Heizwerken nur zu einem geringen Anteil (maximal 2 %) zum Einsatz.
Raffinerien
Die
Destillationskapazität
deutscher
Raffinerien bleibt in der Referenzprognose
bis zum Jahr 2030 annähernd konstant
auf dem aktuellen Niveau von 118 Mio. t
(Destillationskapazität zum Jahresende
122
2008). Der gleichzeitig rückläufige Inlandsabsatz von Mineralölprodukten führt
dazu, dass es je nach Produkt zu einem
Rückgang der Nettoimporte bzw. einem
Anstieg der Nettoexporte kommt. Im Fall
der anteilmäßigen Hauptprodukte Benzin
(Ottokraftstoffe und Rohbenzin) und Dieselkraftstoff steigen die Nettoexporte zwischen 2006 und 2030 von -154 PJ auf
676 PJ (Benzin) bzw. von 211 PJ auf
572 PJ (Dieselkraftstoff). Während die
Absatzmärkte für den Export von Dieselkraftstoff überwiegend im europäischen
Ausland liegen, wird Benzin hauptsächlich
in andere Weltregionen exportiert, da der
Bedarf an Ottokraftstoffen innerhalb Europas wie in Deutschland abnimmt. Dabei
wird vorausgesetzt, dass weltweit auch
zukünftig ein Absatzmarkt für in Deutschland und Europa überschüssig produziertes Benzin besteht. Zwar werden im asiatischen Raum derzeit Raffineriekapazitäten
in erheblichem Umfang neu errichtet, die
das Angebot künftig erhöhen. Zugleich
lassen jedoch die hohen Wachstumsraten
bei Pkw-Neuzulassungen in den Entwicklungs- und Schwellenländern einen
deutlichen Nachfrageanstieg erwarten.
Innerhalb
des
Produktenspektrums
kommt es zu Verschiebungen, die im Wesentlichen Veränderungen der Inlandsnachfrage nach Mineralölprodukten sowie
Veränderungen der Nachfrage innerhalb
Europas Rechnung tragen. Insbesondere
die Produktion von Benzin wird aufgrund
des kontinuierlichen Einsatzrückgangs im
Pkw-Verkehr weiter zurückgefahren und
liegt im Jahr 2030 bei 1 304 PJ gegenüber
1 531 PJ im Jahr 2006. Im Gegenzug
steigt die Produktion von Mitteldestillaten
im gleichen Zeitraum um insgesamt
308 PJ an. Innerhalb der Mitteldestillate
kommt es zudem zu einer Verschiebung
von Heizöl hin zu Dieselkraftstoff und Kerosin. Gründe hierfür sind der rückläufige
Referenzprognose
Heizöleinsatz zur Raumwärmeerzeugung
bei gleichzeitig unverändert hohem Dieselabsatz und steigendem Kerosinabsatz
im Verkehrssektor. Als Folge legt die Produktion von Dieselkraftstoffen um 18 %
(+262 PJ) zu, die Kerosinproduktion um
62 % (+117 PJ), während die Produktion
von leichtem Heizöl um 5 % (-67 PJ) abnimmt.
Die Anpassung des Produktenspektrums
der Raffinerien an die sich ändernde Nachfrage erfordert teilweise Investitionen in
zusätzliche Konversionstechnologien, die
es insbesondere ermöglichen, den Anteil
schwerer Mineralölprodukte zu Gunsten
hochwertigerer leichter Produkte zu reduzieren. Die Erweiterung bereits installierter Konversionsverfahren um zusätzliche
Komponenten, wie z. B. katalytische Entmetallisierung, Rückstandshydrierung oder
Rückstandsvergasung, führt zur Entstehung von Konversionskomplexen mit hoher Flexibilität bezüglich der erzeugten
Produkte.
Die Produktionsentwicklungen im deutschen Raffineriesektor repräsentieren in
weiten Teilen die Entwicklungen im europäischen Raffineriesektor. Auch diese
zeichnen sich durch eine annähernd konstante Destillationskapazität und Verschiebungen im Produktspektrum durch
Erhöhung der Konversionskapazität hin zu
mehr Mitteldestillaten aus. Aufgrund des
stärkeren Nachfrageanstiegs nach Dieselkraftstoffen im europäischen Verkehrssektor lässt sich die Flexibilität der bestehenden Raffinerien durch zusätzliche Konversionstechnologien jedoch nicht ausreichend steigern, um die aktuell bereits
vorhandenen Produktionsengpässe bei
Dieselkraftstoffen zu kompensieren. Im
Gegensatz zum deutschen Raffineriesektor
sind daher auf europäischer Ebene zusätzliche Investitionen in neue Raffineriekapa-
Referenzprognose
123
zitäten erforderlich, wenn die Importabhängigkeit bei Dieselkraftstoffen reduziert
werden soll. Der aktuelle Status der EU als
Nettoexporteur von Ottokraftstoffen bleibt
hingegen aufgrund der rückläufigen Nachfrage im Verkehrssektor auch zukünftig
erhalten.
Nichtenergetischer Verbrauch
Kohlenstoffhaltige Energieträger werden
nicht nur für energetische Zwecke zur Bereitstellung von Energiedienstleistungen
eingesetzt, sondern auch als Nichtenergetischer Verbrauch stofflich genutzt. Dabei
entfallen heute mehr als 75 % des Nichtenergetischen Verbrauchs fossiler Rohstoffe als Inputfaktoren auf die Chemische
Industrie, weitere 20 % sind dem StraTabelle 4.3:
Kohlen
Mineralölprodukte
Naturgase
Insgesamt
Für die Schätzung der zukünftigen Entwicklung des Nichtenergetischen Verbrauchs wird davon ausgegangen, dass
der Verbrauchsanteil der Chemischen Industrie an die Wachstumsrate der Produktion gekoppelt ist. Für den restlichen Teil
des Nichtenergetischen Verbrauchs wird
entsprechend der Entwicklung im Verkehrssektor und im Baugewerbe von einem gleich bleibenden Wert ausgegangen.
Damit ergibt sich in der Referenzprognose
im Jahr 2012 ein Nichtenergetischer
Verbrauch von 1 030 PJ und im Jahr 2020
von 1 047 PJ sowie von 1 018 PJ in 2030
Tabelle 4.3).
Entwicklung des Nichtenergetischen Verbrauchs nach Energieträgern in der Referenzprognose (Ra)
1995
28
861
75
963
2000
28
960
80
1068
2005
11
947
89
1046
Bei den einzelnen Energieträgern werden auch zukünftig das Naphta (Rohbenzin) und die anderen Mineralölprodukte
(Bitumen usw.) den größten Teil des
Nichtenergetischen Verbrauchs ausmachen, wenn auch ihre Bedeutung zurückgehen wird. Die Kohlen werden zukünftig
mit geringen Versorgungsbeiträgen zur
Deckung des Nichtenergetischen Ver4.4
ßenbau und dem Baugewerbe zugeordnet
und der Rest entfällt auf die Herstellung
spezieller Produkte.
2012
8
936
86
1030
2015
8
944
86
1039
2020
8
952
86
1047
2025
9
942
84
1035
2030
9
927
81
1018
brauchs genutzt. Die beiden Mineralölprodukte Flüssiggas und Raffineriegas, die in
den letzten Jahren einen sehr wechselnden Beitrag zum Nichtenergetischen
Verbrauch aufgewiesen haben, werden
zukünftig einen leicht wachsenden Anteil
des Nichtenergetischen Verbrauchs abdecken.
In der Referenzprognose bei Kernenergieausstieg sinkt der Primärenergieverbrauch von rund 14 000 PJ im Jahr 2007
auf ca. 11 980 PJ im Jahr 2020 bzw. rund
11 020 PJ im Jahr 2030, was einer Reduktion um 14 % in 2020 bzw. 21 % bis zum
Jahr 2030 gegenüber 2007 entspricht.
Hierbei reduziert sich der Anteil der Kohlen am Primärenergieverbrauch von ca.
26 % im Jahr 2007 auf 21 % in 2030,
während Mineralöl, trotz eines absoluten
Verbrauchsrückgangs mit einem relativ
konstanten Anteil von ungefähr 35 % der
wichtigste
Primärenergieträger
bleibt.
Entgegen dem Trend der letzten Jahre
nimmt der Primärenergieverbrauch an Naturgas von ca. 3 118 PJ in 2007 bis 2020
um ca. 372 PJ auf rund 2 746 PJ bzw. um
Referenzprognose
124
rund 428 PJ auf ca. 2 690 PJ bis zum Jahr
2030 ab.
Der Anteil der erneuerbaren Energieträger am Primärenergieverbrauch erhöht
sich bis 2020 auf 13,7 % und bis 2030 auf
16,5 %, im Vergleich zu 6,9 % im Jahr
2007. Insbesondere der relative Anteil
von Windenergie nimmt hier deutlich zu.
Der Beitrag der regenerativen Energien
zum Endenergieverbrauch (inklusive der
Im Folgenden wird der sich aus der
Entwicklung des Endenergieverbrauchs,
der Strombereitstellung und des Verbrauchs im übrigen Umwandlungsbereich
ergebende
in
Deutschland diskutiert. Zudem wird auf
die Bilanz bei den Erneuerbaren Energien
und die Entwicklung der Energieproduktivität eingegangen.
Versorgungsbeiträge aus Strom und Fernwärme) erreicht im Jahr 2020 16,2 % sowie im Jahr 2030 knapp über 20 %. Bei
den EEG-Vergütungszahlungen kommt es
bis 2030 zu einer Erhöhung der realen
Vergütungssumme auf 14,57 Mrd. €2007.
Die Energieproduktivität erhöht von
2007 bis 2020 (2030) im Durchschnitt um
2,14 % (2,00 %) pro Jahr.
Primärenergieverbrauch insgesamt
Basierend auf den Rahmenannahmen der
Referenzprognose bei Kernenergieausstieg
sinkt der Primärenergieverbrauch von
rund 14 000 PJ im Jahr 2007 auf circa
11 980 PJ im Jahr 2020 bzw. rund
11 020 PJ im Jahr 2030 (Abbildung 4.27
und Tabelle 4.4). Dies entspricht einer Reduktion um 14 % in 2020 bzw. 21 % bis
zum Jahr 2030 gegenüber 2007
16000
14905
14269 14401 14465
Stromimportsaldo
14756
13993
14000
13403
Müll (nicht-ern.)
13052
11979
12000
11253 11021
Sonst.
Erneuerbare
Energien
Wasser, Wind,
Solar
10000
Kernenergie
8000
Erdgas
6000
Mineralöl
4000
Braunkohle
2000
Steinkohle
0
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.27: Primärenergieverbrauch in Deutschland nach Energieträgern in der Referenzprognose (Ra)
Referenzprognose
Tabelle 4.4:
125
Struktur des Primärenergieverbrauchs in Deutschland in der Referenzprognose (Ra)
PJ
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Gase
Kernenergie
Wasser, Wind, Solar
Sonst. Erneuerbare
Müll (nicht-ern.)
Stromimport
Summe
2007
1990
1612
4701
3118
1533
217
757
133
-68
13993
2012
1740
1425
4689
2749
1449
354
850
137
9
13403
2015
1774
1365
4626
2623
1111
410
908
137
97
13052
2020
1556
1272
4244
2746
250
547
1090
138
136
11979
2025
1121
1217
3999
2833
0
668
1104
138
172
11253
2030
1163
1184
3904
2690
0
773
1047
139
121
11021
%
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Gase
Kernenergie
Wasser, Wind, Solar
Sonst. Erneuerbare
Müll (nicht-ern.)
Stromimport
Summe
2007
14,2
11,5
33,6
22,3
11,0
1,5
5,4
1,0
-0,5
100,0
2012
13,0
10,6
35,0
20,5
10,8
2,6
6,3
1,0
0,1
100,0
2015
13,6
10,5
35,4
20,1
8,5
3,1
7,0
1,1
0,7
100,0
2020
13,0
10,6
35,4
22,9
2,1
4,6
9,1
1,1
1,1
100,0
2025
10,0
10,8
35,5
25,2
0,0
5,9
9,8
1,2
1,5
100,0
2030
10,6
10,7
35,4
24,4
0,0
7,0
9,5
1,3
1,1
100,0
Hierbei reduziert sich der Anteil der
Kohlen am Primärenergieverbrauch von
ca. 26 % im Jahr 2007 auf 21 % im Jahr
2020 bzw. von 3 602 PJ auf rund
2 828 PJ. Der Verbrauch an Mineralölen
sinkt von 4 701 PJ in 2007 auf rund
4 244 PJ in 2020 bzw. auf ca. 3 904 PJ in
2030. Entgegen dem Trend der letzten
Jahre nimmt der Primärenergieverbrauch
an Naturgas von ca. 3 118 PJ in 2007 bis
2020 um ca. 372 PJ auf rund 2 746 PJ
bzw. um rund 428 PJ auf ca. 2 690 PJ bis
zum Jahr 2030 ab. Basierend auf der Vereinbarung bezüglich des Auslaufens der
Kernenergie verringert sich der Beitrag
der Kernenergie von 1 533 PJ in 2007 auf
rund 250 PJ im Jahr 2020 und im Anschluss daran auf Null. Der Primärenergieverbrauch der „Sonstigen“ (Biomasse,
Müll) und von Wasser, Wind und Solar
steigt im Vergleich dazu zwischen 2007
und 2020 (2030) um 668 PJ (852 PJ) bzw.
auf 1 775 PJ (1 958 PJ) an.
Bilanz der Erneuerbaren Energien
An dieser Stelle soll nun noch etwas genauer auf den Beitrag der erneuerbaren
Energieträger zum Primär- bzw. Endenergieverbrauch eingegangen werden.
Der Anteil der regenerativen Energien
am Primärenergieverbrauch erhöht sich im
Betrachtungszeitraum von 974 PJ (2007)
auf 1 637 PJ (2020) bzw. auf 1 820 PJ
(2030). Demnach werden 2030 16,5 %
des Primärenergieverbrauchs aus Erneuerbaren Energien gedeckt, im Vergleich zu
7 % im Jahr 2007. Während der Einsatz
von Wasserkraft nur noch geringfügig gesteigert werden kann, kommt es bei
Windenergie nahezu zu einer Verdreifachung des Energieverbrauchs. Dadurch
nimmt der relative Anteil der Windenergie
am gesamten Primärenergieverbrauch aus
Erneuerbaren Energien von knapp 15 % in
2007 auf 30 % in 2030 zu. Im gleichen
Zeitraum reduziert sich der Anteil von
Biomasse aufgrund der unterdurchschnittlichen Zuwachsraten von 74 % auf 49 %.
Auch bei Photovoltaik, Solarthermie, sowie
Referenzprognose
126
bei der Nutzung von Erd- und Umgebungswärme können hohe Wachstumsraten erzielt werden. Zusammengenommen
Tabelle 4.5:
beläuft sich ihr Beitrag zum Primärenergieverbrauch aus Erneuerbaren Energien
2030 auf beinahe 16 %.
Beitrag der Erneuerbaren Energien zum Primärenergieverbrauch in Deutschland in
PJ
Wasserkraft
Windkraft
Photovoltaikanlagen
Biomasse*
Geothermie
Solarthermie
Umgebungswärme
Summe
2007
74
143
11
723
1
14
8
974
2012
83
198
27
753
26
45
73
1205
2020
88
355
48
942
42
56
106
1637
2030
88
550
68
886
65
67
96
1820
%
Wasserkraft
Windkraft
Photovoltaikanlagen
Biomasse*
Geothermie
Solarthermie
Umgebungswärme
Summe
2007
7,7
14,6
1,1
74,3
0,1
1,4
0,8
100,0
2012
6,9
16,5
2,2
62,5
2,2
3,8
6,1
100,0
2020
5,4
21,7
2,9
57,5
2,6
3,4
6,5
100,0
2030
4,8
30,2
3,7
48,7
3,6
3,7
5,3
100,0
*inkl. erneuerbare Abfälle
am Bruttoendenergieverbrauch setzt sich
aus mehreren Komponenten zusammen.
Definiert
ist
der
Bruttoendenergieverbrauch (BEEV) als die Summe aus
Endenergieverbrauch, Übertragungs- und
Verteilungsverlusten und dem Eigenbedarf
der Strom- und Fernwärmeerzeugung.
Zum einen werden Erneuerbare Energieträger
in
den
verschiedenen
Endverbrauchssektoren direkt eingesetzt, etwa als Holzpellets in Heizkesseln zur dezentralen Raumwärmeerzeugung oder in
Form von Biokraftstoffen. Des Weiteren
müssen bei Bestimmung des Beitrags der
Erneuerbaren Energien zum Bruttoendenergieverbrauch jedoch auch die Anteile
berücksichtigt werden, die sich aus dem
Verbrauch von Strom und Fernwärme, bei
deren Erzeugung erneuerbare Energieträger zum Einsatz gekommen sind, ergeben.
Der Beitrag der Erneuerbaren Energien
zum Bruttoendenergieverbrauch unter
Berücksichtigung der Versorgungsbeiträge
in der Stromerzeugung sowie in der Nahund Fernwärmeversorgung steigt zwischen den Jahren 2007 und 2030 kontinuierlich von 801 PJ auf 1 620 PJ an
(Abbildung 4.28). Dadurch erhöht sich ihr
relativer Beitrag zum Bruttoendenergieverbrauch von 9 % im Jahr 2007 auf
16 % im Jahr 2020 und 20 % im Jahr
2030. Das für 2020 gesetzte Ziel, den
Anteil der regenerativen Energien am
Bruttoendenergieverbrauch auf 18 % auszuweiten, wird in der Referenzprognose
erst 2025 erreicht.
Referenzprognose
127
25%
1800
1620
1600
1200
20%
1145
15%
1003
1000
801
800
10%
594
600
400
342
230
5%
245
1394
1400
Erneuerbarer Energien [PJ]
Fernwärme aus
Erneuerbaren
Energien
1510
Strom aus
Erneuerbaren
Energien
Einsatz
Erneuerbarer
Energien in den
Verbrauchssektoren
Anteil Erneuerbarer
Energien
200
0%
0
1990 1995 2000 2005 2007
2012 2015 2020 2025 2030
Abbildung 4.28: Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch in der Referenzprognose (Ra)
Der direkte Einsatz Erneuerbarer Energien in den Endnachfragesektoren belief
sich 2007 auf 489 PJ. Bedingt durch den
Rückgang des Einsatzes von Erneuerbaren
Energien in Form von reinen Biokraftstoffen im Verkehr beträgt der Anstieg zwischen 2007 und 2012 nur 82 PJ. Bis zum
Jahr 2020 steigt der direkte Einsatz der
Erneuerbaren auf 743 PJ an. Hauptsächlich durch die verminderte Nachfrage nach
Raumwärme in den Haushalten und im
GHD-Sektor kommt es zu einem leichten
Rückgang auf 722 PJ bis zum Jahr 2030.
In 2030 entfallen etwa 40 % des direkten Verbrauchs erneuerbarer Energieträger auf den Haushaltssektor. Dabei handelt es sich größtenteils um Biomasse,
insbesondere Holz, zur Bereitstellung von
Raumwärme. Infolge des künftig sinkenden Raumwärmebedarfs verringert sich
der Einsatz von Biomasse im Haushaltssektor von 192 PJ in 2006 auf 157 PJ in
2030. Der Beitrag der Solarthermie zur
Deckung des Raumwärme- und Warmwasserbedarfs der Haushalte steigt hingegen kontinuierlich von circa 8 PJ im Jahr
2006 auf 32 PJ im Jahr 2020 und auf
39 PJ im Jahr 2030 an. Ein noch stärkeres
Wachstum liegt bei der Nutzung der Umgebungswärme im Haushaltssektor mit
Hilfe von Wärmepumpen mit einem Anstieg von circa 5 PJ in 2006 auf 81 PJ in
2030 vor. Darüber hinaus wird in Zukunft
im Haushaltsbereich zur Deckung des
Wärmebedarfs auch die Geothermie herangezogen. Bis 2030 erhöht sich ihr Einsatz moderat auf etwa 15 PJ.
Auch im Bereich Gewerbe, Handel und
Dienstleistungen ist im Betrachtungszeitraum
eine
Zunahme
des
direkten
Verbrauchs Erneuerbarer Energien zu beobachten, von circa 18 PJ im Jahr 2007
auf 73 PJ im Jahr 2030. Davon entfallen
2030 18 PJ auf Biomasse, 28 PJ auf Solarthermie, und 27 PJ auf Geothermie und
Wärmepumpen, die auch zunehmend zur
128
Deckung des Kühlungsbedarfs im GHDSektor eingesetzt werden. Der Verbrauch
erneuerbarer Energieträger in der Industrie beschränkt sich auf den Einsatz von
Biomasse (inklusive des biogenen Anteils
des Mülls) zur Wärme- und Dampferzeugung und steigt von 114 PJ in 2007 auf
175 PJ in 2030. Der Einsatz von Biokraftstoffen im Verkehrssektor richtet sich
nach den gesetzlichen Mindestquoten und
steigt nach einem leichten Rückgang zwischen 2008 (155 PJ) und 2012 (132 PJ)
bis 2030 auf 181 PJ.
Angesichts des deutlichen Ausbaus der
Stromerzeugung auf Basis regenerativer
Energieträger (Abschnitt 3.7) steigt der
Beitrag der Erneuerbaren Energien zum
Bruttoendenergieverbrauch, der sich über
den Stromverbrauch der Endnachfragesektoren ergibt, kontinuierlich an und beträgt 37 % im Jahr 2007, 45 % im Jahr
2020 und im Jahr 2030 53 % des gesamten Anteils der regenerativen Energien am
Bruttoendenergieverbrauch. Der Beitrag,
der aus der Nutzung von Fernwärme aus
Erneuerbaren Energien resultiert, bleibt im
Betrachtungszeitraum vergleichsweise gering. Fernwärme aus Erneuerbaren Energien wächst von 17 PJ in 2007 auf 39 PJ in
2030.
Tabelle 4.6 gibt einen Überblick über die
Entwicklung
der
EEG-Vergütungszahlungen, die sich entsprechend des EEG
(unter Berücksichtigung der Novellierung
von 2004 und 2009) ergibt. Für Offshore
Windkraftanlagen wird abweichend von
den Bestimmungen des EEG angenommen, dass keine Degression auf die Vergütungssätze vorgenommen wird und
dass die erhöhte Anfangsvergütung über
die gesamten 20 Jahre gezahlt wird. Aus
der deutlichen Steigerung der Stromerzeugung aus regenerativen Energien in
der Referenzprognose resultiert eine er-
Referenzprognose
hebliche Erhöhung der EEG-Vergütungszahlungen. Insgesamt kommt es zwischen
2008 und 2025 zu einer Erhöhung der
Fördersumme
um
78 %
von
8,77 Mrd. €2007 auf 15,60 Mrd. €2007. Bis
2030 sinken die Vergütungszahlungen
geringfügig auf 14,57 Mrd. €2007.
Gleichzeitig verschieben sich in diesem
Zeitraum die Anteile der einzelnen geförderten Energieträger merklich. Während
2008 mit 40 % noch der größte Teil der
Förderung auf Onshore Windkraftanlagen
entfiel, müssen 2030 circa 43 % für Offshore Windkraftanlagen aufgebracht werden. Aufgrund der Degression der Vergütungssätze bei gleichzeitig relativ geringem Ausbau ist bei der Wasserkraft bis
2030 ein deutlicher Rückgang der EEGVergütung zu beobachten. Die Vergütungssummen für Biomasse und Photovoltaik
steigen
noch
bis
2020
auf
3,35 Mrd. €2007 bzw. 3,52 Mrd. €2007 an.
Im Jahr 2030 entfallen knapp 15 % der
Vergütungszahlungen auf Biomasse und
19 % auf Photovoltaik.
Hinsichtlich der Erzeugung von Biomasse werden bei der Energieprognose
2009 für die nachwachsenden Rohstoffe
Potenziale entsprechend der verfügbaren
landwirtschaftlichen Freiflächen vorgegeben, die für unterschiedliche Arten der
Biomassenutzung zueinander in Konkurrenz stehen. Im Betrachtungszeitraum
beschränkt sich die Biomasseproduktion in
Deutschland weitgehend auf Raps und
Holz. 2012 beläuft sich der Energiegehalt
des erzeugten Rapses in der Referenzprognose auf knapp 61 PJ, verglichen mit
einem Gesamtpotenzial von 134 PJ. Bis
2030 steigt der Energiegehalt des erzeugten Rapses auf 120 PJ und deckt damit
knapp die Hälfte des gesamten verfügbaren Anbaupotenzials auf landwirtschaftlichen Freiflächen ab. Die Holzproduktion
Referenzprognose
129
(zur energetischen Nutzung) aus der
Forstwirtschaft ist auf 270 PJ pro Jahr beschränkt. Darüber hinaus kann die Holzproduktion jedoch auch auf landwirtschaftliche Freiflächen ausgeweitet werden
und steht dann in Konkurrenz zur Erzeugung anderer Arten von Biomasse. 2012
beläuft
sich
die
Holzproduktion
in
Tabelle 4.6:
Deutschland in der Referenzprognose auf
528 PJ sowie auf 570 PJ in 2030. Abzüglich der 270 PJ aus forstwirtschaftlicher
Erzeugung, belegt die Holzproduktion auf
landwirtschaftlichen Freiflächen 2012 weitere 52 % sowie 2030 weitere 29 % des
gesamten Anbaupotenzials für Biomasse
in Deutschland.
Entwicklung der EEG-Vergütungszahlungen (in Mrd. €2007) in der Referenzprognose
(Ra)
Wind, onshore
Wind, offshore
Biomasse
Gase
Wasser
Photovoltaik
Geothermie
Summe
2008
3,49
0,00
2,57
0,16
0,37
2,19
0,00
8,77
2012
3,61
0,77
3,34
0,11
0,34
3,00
0,08
11,24
Als Maßstab für die Energieproduktivität
wird typischerweise das Verhältnis von
zu
Primärenergieverbrauch (PEV) gebildet. Während
im Folgenden eine kurze Beschreibung des
Verlaufs der Energieproduktivität in der
Referenzprognose (Ra) erfolgt, findet eine
intensivere Diskussion in der Gegenüberstellung von Referenzprognose mit Kernenergieausstieg (Ra) und der Variante mit
Laufzeitverlängerung (Rb) in Abschnitt 5.6
statt.
Über den gesamten Betrachtungszeitraum (2012 bis 2030) ergibt sich in der
Referenzprognose
eine
kontinuierliche
Steigerung der Energieproduktivität in
Deutschland von 0,17 Mrd. €2000 je PJPEV
auf 0,25 Mrd. €2000/PJPEV. Dies entspricht
einer durchschnittlichen jährlichen Steigerung von 2,29 %/a (2012-2030). Bezogen
auf
den
Ausgangswert
von
2007
(0,16 Mrd. €2000 je PJPEV) resultiert für den
2015
3,60
1,65
3,27
0,10
0,32
3,38
0,07
12,39
2020
3,57
3,34
3,35
0,09
0,29
3,52
0,11
14,27
2025
3,42
5,45
2,97
0,07
0,11
3,40
0,19
15,60
2030
3,08
6,27
2,15
0,05
0,02
2,78
0,24
14,57
Zeitraum von 2007 bis 2020 im Durchschnitt eine Steigerungsrate der Energieproduktivität von 2,14 %/a, zwischen
2007 und 2030 von 2,00 %/a.
Um die Entwicklung der Energieeffizienz
auf sektoraler Ebene näher beleuchten zu
können, wird auf die Effizienzindikatoren
aus Tabelle 10.2 (Anhang A) zurückgegriffen, die Energieintensitätsmaße sind. In
der Industrie verringert sich der Endenergieverbrauch pro Einheit Bruttoinlandsprodukt von 1 090 TJ/Mrd. €2000 in 2007
auf 766 TJ/Mrd. €2000 in 2030, was einer
Verringerung um knapp 30 % entspricht.
Auch im Bereich der privaten Haushalte
verringert sich die Energieintensität (Endenergieverbrauch der Haushalte pro Quadratmeter
Wohnfläche)
deutlich,
von
639 MJ/qm (nicht temperaturbereinigt) in
2007 auf circa 495 MJ/qm in 2030. Der
durchschnittliche Kraftstoffverbrauch eines
Pkws reduziert sich zwischen 2007 und
2030 von 8,0 auf 4,9 Liter (Benzinäquivalent) pro 100 km.
Referenzprognose
130
4.5
Emissionen
Der Treibhausgas (THG) -Ausstoß verringert sich in der Referenzprognose bis
zum Jahr 2012 um 24,5 % gegenüber
1990, womit Deutschland seine im KyotoProtokoll festgeschriebene Reduktionsverpflichtung um 21 % deutlich übererfüllt.
Im weiteren Verlauf sinken die THGEmissionen bis 2020 um 34,2 % sowie bis
2030 um 44,0 % bezogen auf 1990. Die
größte Emissionsminderung entfällt dabei
auf den Umwandlungssektor. In den ETSSektoren in Deutschland reduzieren sich
die CO2-Emissionen bis 2020 gegenüber
2005 um 19,7 %.
Im Vergleich zum europäischen Emissionsreduktionsziel des ETS-Sektors von
21 % bedeutet dies, dass ein kleiner Teil
der Reduktionsverpflichtung durch den
Zukauf von Emissionszertifikaten erfüllt
wird. Die CO2-Reduktion im Nicht-ETSSektor beträgt in Deutschland im Jahr
2020 22,8 %, d. h., das nationale Ziel
der Reduktion um 14 % wird durch die
bisher eingeleiteten oder absehbaren Politikmaßnahmen in der Referenzprognose
deutlich übertroffen.
CO2- und Treibhausgas-Emissionen
schriebene Reduktionsverpflichtung um
21 % deutlich übertroffen. In den folgenden Jahren sinken die THG-Emissionen
gegenüber 1990 weiter, um 34,2 %, bis
2020 und 44,0 % bis 2030 (Abbildung
4.29).
Im Jahr 2012 beträgt die Reduktion der
THG-Emissionen
gegenüber
1990
in
Deutschland in der Referenzprognose
24,5 %. Damit wird die im Rahmen des
Kyoto-Protokolls für Deutschland festge1200
-11,3% -15,2% -18,9%
-20,0%
-24,5% -26,6% -34,2% -42,6%
-44,0%
THG-Emissionen [Mio t CO2 äqu.]
1000
Reduktion gg.
1990
Diffuse
Emissionen aus
Brennstoffen
800
Verkehr
600
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
400
Industrie
Umwandlung/
Erzeugung
200
0
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.29: Entwicklung der CO2-Emissionen in Deutschland nach Sektoren in der Referenzprognose (Ra)
Referenzprognose
Der Umwandlungsbereich leistet im Betrachtungszeitraum den größten Beitrag
zur Emissionsreduktion. Zwischen 1990
und 2030 kommt es hier nahezu zu einer
Halbierung des THG-Ausstoßes. Im Zeitraum von 2007 bis 2020 beträgt die Emissionseinsparung 110 Mio. t CO2 äqu., bis
2030 177 Mio. t CO2 äqu. Dadurch verringert sich der relative Anteil des Umwandlungssektors an den THG-Emissionen von
46 % in 2007 auf 36 % in 2030. Der
Emissionsausstoß in der Industrie (inklusive der prozessbedingten CO2-Emissionen)
reduziert sich zwischen 2007 und 2020
um 19 Mio. t CO2 äqu. und bis 2030 um
28 Mio. t CO2 äqu. Die entsprechende
Minderung für die Sektoren Haushalte,
GHD
und
Landwirtschaft
beträgt
12 Mio. t CO2 äqu. bzw. 28 Mio. t CO2
äqu. Damit beläuft sich der Anteil der Industrie an den THG-Emissionen im Jahr
2030 auf 24 %, der Anteil der Haushalte,
GHD und Landwirtschaft auf 17 %. Im
Verkehrssektor liegt der THG-Ausstoß in
2020 um 9 Mio. t CO2 äqu., in 2030 um
23 Mio. t CO2 äqu. niedriger als in 2007.
Werden die Emissionen des internationalen Luftverkehrs mitberücksichtigt, fällt
der Rückgang der THG-Emissionen mit
7 Mio. t CO2
äqu.
bis
2020
und
17 Mio. t CO2 äqu. bis 2030 etwas geringer aus.
Im europäischen Emissionshandelssystem sind die CO2-Emissionen des ETSSektors um 21 % in 2020 gegenüber 2005
zu mindern. Im Vergleich betragen die
Emissionsreduktionen in Deutschland in
der Referenzprognose 19,7 % im Jahr
2020 (Abbildung 4.30). Für die Energiewirtschaft in Deutschland ist es im Falle
des Kernenergieausstieges kostengünstiger, Emissionszertifikate zu ersteigern als
durch einen zusätzlichen Umbau des
Kraftwerksparks diese Emissionsreduktion
im Inland zu realisieren, insbesondere vor
131
dem Hintergrund, dass nach 2020 mit
einem verstärkten Zubau von CCSKraftwerken zu rechnen ist. Bis 2030 reduziert sich der CO2-Ausstoß im ETSBereich gegenüber dem Ausgangsniveau
von 2005 um 33,5 %.
Die Emissionsreduktion im Nicht-ETSSektor beträgt in der Referenzprognose in
Deutschland im Jahr 2020 22,8 % (bezogen auf 2005), d. h., das nationale Ziel
der Reduktion um 14 % wird durch die
bisher eingeleiteten oder absehbaren Politikmaßnahmen deutlich übertroffen. Der
dämpfende Effekt der Wirtschaftskrise auf
den Energiebedarf erleichtert in diesem
Zusammenhag die Zielerfüllung. Bis 2030
erhöht sich die Emissionsminderung im
Nicht-ETS-Bereich auf 32,2 % gegenüber
2005.
Sonstige Emissionen
Die sonstigen betrachteten Schadstoffemissionen zeigen in der Referenzprognose tendenziell alle einen rückläufigen Verlauf. Im Umwandlungssektor tragen insbesondere die Einführung verbesserter
Rauchgasreinigungsverfahren sowie der
nach 2015 rückläufige Einsatz von Kohlen
in der Stromerzeugung zu den verringerten Emissionen bei. Im Verkehrssektor
kommt es durch die Verschärfung der
Emissionsgrenzwerte für Neufahrzeuge im
Zuge der Einführung der Abgasnormen
Euro 5 (ab 01.09.2009) und Euro 6 (ab
01.09.2014) zu Emissionsminderungen,
die sowohl durch innermotorische Maßnahmen zur Schadstoffreduzierung als
auch durch verbesserte Abgasnachbehandlungssysteme erzielt werden. In der
Summe reduzieren sich in der Referenzprognose die energiebedingten NOxEmissionen bis 2030 um 22 % gegenüber
dem Jahr 2007. Bei den CO-Emissionen
beträgt die Reduktion im gleichen Zeit-
Referenzprognose
132
verringern sich in der Referenzprognose
zwischen 2007 und 2030 um circa 62 %.
raum 32 %, bei den NMVOC-Emissionen
5 % und bei den SO2-Emissionen 47 %.
Die energiebedingten Feinstaubemissionen
Reduktion CO2 Emissionen Deutschland [%]
40%
35%
33,5%
33,2%
30%
32,2%
28,5%
ETSReduktion
(Basis 2005)
25%
22,8%
19,7%
20%
Non-ETSReduktion
(Basis 2005)
15%
14,1%
12,9%
10,1%
10%
6,6%
5%
0%
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 4.30: Reduktion der CO2-Emissionen in Deutschland im ETS- bzw. Nicht-ETS-Sektor in
Tabelle 4.7:
Treibhausgase
CO2
CH4
N2O
Summe
Entwicklung der Emissionen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen in der Referenzprognose (Ra)
Mio. t
Tsd. t
Tsd. t
Mio. t CO2-Äqu.
Sonstige Luftschadstoffe
CO
NMVOC
NOx
SO2
Partikel (PM10 und PM2,5)
Tsd.
Tsd.
Tsd.
Tsd.
Tsd.
t
t
t
t
t
1990
2000
2005
2007
2012
2020
2030
1032
1536
24,5
1072
881
1004
21,5
909
849
656
20,4
870
839
564
21,0
857
792
536
20,1
810
689
492
18,9
706
584
480
18,6
600
11480
2190
2710
5146
-
4472
456
1607
523
178
3241
279
1227
424
152
3168
252
1120
400
147
2839
226
1047
374
90,2
2224
227
947
289
68,5
2141
238
872
211
55,3
5
133
Vor dem Hintergrund der Diskussion um
eine etwaige Laufzeitverlängerung der
Kernkraftwerke wurden für die Energieprognose
zwei
Variantenrechnungen
durchgeführt, die eine Verlängerung der
Betriebszeiten der deutschen Kernkraftwerke auf 40 bzw. 60 Jahre berücksichtigen. Die Verlängerung der Laufzeit ermöglicht niedrigere Strompreise. Dies
führt gegenüber der Referenzprognose zu
einer Erhöhung des Stromverbrauchs bei
gleichzeitigem Rückgang der Nettostromimporte. Dementsprechend erhöht sich
die inländische Stromerzeugung bis 2030
auf bis zu 663 TWh.
Infolge der Laufzeitverlängerung der
Kernkraftwerke reduziert sich der Zubaubedarf an Kraftwerksleistung in Deutschland. Gegenüber der Referenzprognose
werden mittelfristig (bis circa 2020) bei
Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre 7 GWel,
bei Verlängerung auf 60 Jahre 15 GWel
weniger zugebaut. In erster Linie geht die
verstärkte Kernenergienutzung zu Lasten
von Erdgas, in geringerem Maße wird
auch weniger Steinkohle zur Stromerzeugung verwendet.
Der verlängerte Betrieb von Kernkraftwerken veringert den Aussstoß von Treibhausgasen (THG) in Deutschland. Je nach
Festlegung der Laufzeiten der Kernkraftwerke auf 40 oder 60 Jahre fallen im Jahr
2020 in Deutschland ingesamt zwischen
2 % und 4 % weniger THG-Emissionen an
als in der Referenzprognose, in 2030 zwischen 1 % und 8 %.
Die erhöhte CO2-freie Stromerzeugung
in Deutschland führt zu einer reduzierten
Nachfrage nach Emissionszertifikaten des
Europäischen
Emissionshandelssystems
(ETS), deren Preis in der Folge sinkt.
Während die Gesamtemissionen innerhalb des ETS gleich bleiben, steigt der Beitrag Deutschlands zur Erfüllung des EUweiten Ziels einer CO2-Reduktion um 21 %
bis 2020 gegenüber 2005 für die am ETS
beteiligten Sektoren: In Deutschland reduziert sich der CO2-Ausstoß im ETS-Bereich
in diesem Zeitraum um 22 % bis 24 %. In
den nicht vom Emissionshandel betroffenen Sektoren können die CO2-Emissionen
bis 2020 um bis zu 23 % gesenkt werden.
Das nationale Reduktionsziel der nicht am
Emissionshandel beteiligten Sektoren von
14 % wird somit deutlich übertroffen.
Der Rückgang des Primärenergieverbrauchs fällt im Vergleich zur Referenprognose
im
Betrachtungszeitraum
deutlich geringer aus. In 2020 liegt der
Primärenergieverbrauch um bis zu 7 %
höher als in der Referenzprognose. Hier
kommen insbesondere die höhere Wirtschaftsleistung sowie die niedrigeren
Stromimporte zu tragen.
Die Erreichung der Ziele für Erneuerbare
Energien und Biokraftstoffe bleibt von der
Laufzeitverlängerung weitgehend unberührt. Mit Hilfe der im KWK-Gesetz festgelegten Fördermaßnahmen kann die KWKStromerzeugung ausgebaut werden. Das
nationale Ziel, den Anteil des KWK-Stroms
an der Stromerzeugung bis 2020 auf bis
zu 25 % auszubauen, wird ebenso wie in
der Referenzprognose nicht erreicht.
Die kostengünstigere Stromversorgung
ist mit positiven Rückkopplungseffekten
für die industrielle Produktion, Beschäftigung und Wohlfahrt verbunden: Das Bruttoinlandsprodukt (BIP) liegt 2020 um
0,4 % bis 0,6 % über dem der Referenzprognose, 2030 um 0,2 % bis 0,9 % (je
nach Verlängerung der Laufzeit der Kern-
134
kraftwerke auf 40 oder 60 Jahre). Dies
bedeutet für den Zeitraum zwischen 2010
und 2030 in der Summe ein um 122 bis
Der Referenzprognose wird im Folgenden eine Variante gegenübergestellt, bei
der von einer Betriebszeitverlängerung der
deutschen Kernkraftwerke auf 40 Jahre
ausgegangen wird. In einem Exkurs wird
auf die Auswirkungen einer Laufzeitverlängerung in Deutschland auf 60 Jahre
eingegangen. Eine Laufzeitverlängerung
bewirkt erhebliche positive volkswirtschaftliche Effekte, auch außerhalb des
Stromerzeugungssektors. Zu den Wirkungsmechanismen gehören intersektorale, interregionale und intertemporale
Rückkopplungseffekte in Produktion, Konsum und Investition. Diese gesamtwirtschaftlichen Auswirkungen wurden mit
dem Allgemeinen Gleichgewichtsmodell
NEWAGE quantifiziert, welches die Verflechtung der Volkswirtschaft und positive
Rückkopplungs- wie Multiplikatoreffekte
auf Sektoren außerhalb der Stromerzeugung berücksichtigt. Im Ergebnis kann
man vereinfacht konstatieren, dass die
positiven Effekte einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke zunehmen, je
ambitionierter der Klimaschutz betrieben
wird.
5.1
CO2-Preise
Eine Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke auf 40 Jahre hat
keine bedeutenden Auswirkungen auf die
Entwicklung
des
gesamteuropäischen
Energiesystems. Allein die CO2-Preise innerhalb des ETS fallen im Vergleich zur
Referenzprognose niedriger aus. Daher
soll an dieser Stelle nur kurz auf die Entwicklung der Zertifikatspreise innerhalb
295 Mrd. € (in Preisen von 2000) höheres
BIP als in der Referenzprognose.
des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) eingegangen werden.
Insgesamt wird im europäischen Emissionshandelssystem auch für die Variante
mit Laufzeitverlängerung die vorgegebene
Emissionsreduktion von 21 % im Jahr
2020 gegenüber 2005 durch unterschiedliche nationale Beiträge der Mitgliedsländer der EU-27 erzielt. Die zusätzlichen CO2-freien Strommengen aus deutscher Kernkraft bewirken geringere Emissionen im deutschen Stromsektor und
sorgen für sinkende CO2-Zertifikatspreise.
Die europaweite Emissionsmenge bleibt
davon jedoch unberührt, da das Angebot
an Zertifikaten fixiert ist. Die reduzierte
Zertifikatsnachfrage des deutschen Stromerzeugungssektors wird von den übrigen
am ETS beteiligten Sektoren absorbiert,
so dass die europaweit vorgegebene
Emissionsreduktion von 21 % bis 2020
gegenüber 2005 unverändert erreicht
wird. Im Jahr 2015 liegt der Zertifikatspreis um 4,3 €2007/t CO2 niedriger als in
der Referenzprognose (Tabelle 5.1). Aufgrund der rückläufigen Stromerzeugung
aus Kernenergie in Deutschland gleicht
sich der Zertifikatspreis jedoch anschließelnd allmählich an das Preisniveau in der
Referenzprognose an. Bis zum Jahr 2020
verringert sich die Differenz zur Referenzprognose
auf
3,2,
bis
2025
auf
1,2 €2007/t CO2. Ab 2030 liegen keine wesentlichen Unterschiede zwischen den
ETS-Zertifikatspreisen in der Variante mit
Laufzeitverlängerung und der Referenzprognose mehr vor. Durch die niedrigeren
Zertifikatspreise werden die europäischen
Klimaschutzziele kostengünstiger erreicht.
Tabelle 5.1:
Entwicklung der ETS-Zertifikatspreise in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
2012
25,8
€2007/t CO2
Zertifikatspreis
5.2
135
2015
35,8
2020
27,1
Strompreise
2025
27,3
2030
31,6
2040
53,9
2050
89,2
ter und ein indirekten Effekt. Da die CO2Preise mit Einführung des Emissionshandels zu einer wesentlichen Komponente
des Strompreises geworden sind, wirkt
eine
Dämpfung
der
Zertifikatspreise
zugleich senkend auf die Strompreise.
Die Großhandelsstrompreise in Deutschland werden durch die Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke deutlich verringert. Dafür verantwortlich sind ein direk210
Ra
Rb
Grenzkosten [€2007/MWh]
180
150
120
90
15,0 €
60
30
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
Kapazitäten [GW]
Abbildung 5.1:
Merit-Order-Kurven der thermischen Erzeugungskapazitäten in Deutschland an
einem repräsentativen Wintertag in 2020 für die Referenzprognose (Ra) und für die
Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Neben diesem indirekten Effekt besteht
bei Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke deutlich über 2020 hinaus zweifellos ein höheres Angebot an Kraftwerkskapazität als im Fall des geplanten Ausstieges. Mit einem höheren Angebot gehen
ceteris paribus niedrigere Strompreise
einher.
Die Merit-Order-Kurve, in der Mikroökonomik gewöhnlich schlicht Angebotskurve
genannt, liegt daher aufgrund der günstigen variablen Erzeugungskosten der Kernenergieanlagen deutlich rechts von der
Angebotskurve, die sich für die Referenzprognose (Ra) ergibt. So ist beispielsweise
an einem repräsentativen Wintertag im
Jahr 2020 bei einer thermischen Erzeugungskapazität von 70 GW mit einer
Preisdifferenz von 15,0 €2007/MWh zu
rechnen (Abbildung 5.1).
Daraus resultieren im Einzelfall erheblich niedrigere Strompreise. Im Jahresniveau führt eine Laufzeitverlängerung zu
geringeren Strompreisen, die bis zu
6 €2007/MWh und im Durchschnitt um
136
silen Brennstoffen betrieben werden. Ein
mit hohen Investitionskosten erfolgender
Neubau erfolgt jedoch nur dann, wenn das
Strompreisniveau entsprechend hoch ist,
um langfristig die Vollkosten zu decken.
Andernfalls unterbleibt ein Neubau, mit
entsprechenden
strompreissteigernden
Effekten.
3,4 €2007/MWh niedriger ausfallen als in
der Referenzprognose (Abbildung 5.2).
Aus einem anderen Blickwinkel betrachtet müsste die trotz des Ausbaus der Erneuerbaren Energien verbleibende Lücke,
die der Kernenergieausstieg hinterlassen
würde, durch den Neubau von Kraftwerken geschlossen werden, die mit fos70
Ra
Rb
Elektrizitätspreise [€2007/MWh]
60
50
40
30
20
10
0
2012
Abbildung 5.2:
2015
2020
2025
2030
Jahresdurchschnittspreise für Elektrizität am deutschen Großhandelsmarkt in der
Referenzprognose (Ra) und in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Die Verlängerung der Laufzeiten der
Kernkraftwerke auf 40 Jahre ermöglicht
also insbesondere bis 2020 ein niedrigeres
Strompreisniveau. Während die Großhandelspreise (Base) im Jahr 2020 um circa
6 €2007/MWh niedriger liegen als in der
Referenzprognose, beträgt die Differenz
bei den Haushaltsstrompreisen in 2020
16 €2007/MWh und bei den Industriestrompreisen 9 €2007/MWh.
Bei den Großhandelsstrompreisen handelt es sich um den Jahresdurchschnitt
der Baseload-Preise, wohingegen die Industrie- und Haushaltsstrompreise auch
durch die Kosten in Spitzenzeiten und die
Kosten des Netzausbaus und -betriebs
mitbestimmt werden. Darüber hinaus erfolgt bei einer Laufzeitverlängerung eine
Reduktion
der
öffentlichen
KWKStromerzeugung, welche primär Strom für
das nicht-produzierende Gewerbe bzw. die
Haushalte liefert. Daher ist der Strompreiseffekt der Laufzeitverlängerung für
Haushalte etwas stärker als für industrielle
Abnehmer. Auch kommt die Umlage der
Vergütung aus dem KWKG bei den Haushaltskunden stärker zum Tragen, da industrielle Stromabnehmer teilweise von
dieser Abgabe befreit sind. Hinzu kommt
137
noch eine Entlastung bei der Mehrwertsteuer (ca. 0,2 ct), welche sich nur
bei Haushaltskunden auswirkt. Im Industriesektor besteht hingegen die Möglichkeit
zur Stromeigenproduktion, die sich dämpfend auf die Preissteigerung bei Kernenergieausstieg auswirkt.
Exkurs: Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen höherer Strompreise in
Deutschland
heres Preisniveau auf als der deutsche
Markt, wobei hier ca. 2/3 des Preises auf
Abgaben und Steuern zurückzuführen
sind. Eine ähnliche Situation ergibt sich
auch im Vergleich anderer Industriekundengruppen, die in der Eurostat-Statistik
gemäß dem Jahresverbrauch in einem bestimmten Band zusammengefasst sind.
Die Entwicklung der Strompreise hat in
Deutschland zu intensiven Diskussionen
über deren Bedeutung für die Volkswirtschaft geführt. Insbesondere die Frage
nach der internationalen Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie und speziell der stromintensiven Unternehmen
steht im Mittelpunkt des Interesses. Im
Folgenden werden, nach einem kurzen
Vergleich europäischer Strompreise, die
wesentlichen gesamtwirtschaftlichen Wirkungszusammenhänge erhöhter Strompreise beschrieben.
Die Strompreise in Deutschland liegen
über dem europäischen Durchschnitt.
Nach Angaben von Eurostat lagen die
Strompreise einschließlich der Steuern
und Abgaben für die Industrie bei einer
Abnahme von jährlich 20 GWh bis 70 GWh
im Jahr 2007 bei 10,53 Cent je kWh (Preis
für das sogenannte Band IE, neue Eurostat-Erhebungsmethodik aus dem Jahr
2008). Dieser Strompreis liegt 25 % über
dem Durchschnitt der EU-27. In vielen
europäischen Nachbarländern liegen die
Preise um 20 % bis 50 % unter dem deutschen Niveau. So beträgt der Preis für
diese Industriekunden in Frankreich
6,48 Cent/kWh
und
in
Spanien
8 Cent/kWh.
Äußerst niedrig sind die Industriestrompreise in Finnland und Schweden.
Lediglich Dänemark weist ein deutlich hö-
Ein im internationalen Vergleich erhöhtes Strompreisniveau kann Auswirkungen
auf die internationale Wettbewerbsfähigkeit und die nationale Binnennachfrage
haben. Aus theoretischer Sicht löst die
Verteuerung
eines
Produktionsfaktors
Substitutionseffekte aus. Der relativ teurere Produktionsfaktor wird durch billigere
Faktorinputs ersetzt. In der Realität sind
diesen Substitutionseffekten allerdings
Grenzen gesetzt. Einerseits ist eine Substitution von Produktionsfaktoren bei vielen Prozessen aus technischen Gründen
nur sehr begrenzt möglich. Andererseits
sind viele alternative Produktionsfaktoren
insbesondere in Deutschland durch hohe
Abgaben ebenfalls belastet und Substitutionsmöglichkeiten damit eingeschränkt.
Dies gilt insbesondere für den Faktor Arbeit.
Einen zwar mittelbaren, aber erheblichen Einfluss auf die Volkswirtschaft, haben die Strompreise der Haushalte. Hier
lässt sich eine dreistufige Wirkungskette
höherer Strompreise skizzieren. Als erstes
ist die Nachfrage der privaten Haushalte
nach Elektrizität zu nennen. Die kurzfristige Nachfrageelastizität der privaten
Haushalte nach dem Gut Strom ist sehr
138
gering. D. h., höhere Strompreise bedeuten vermehrte Ausgaben für die privaten Haushalte und führen somit zu einem
Kaufkraftentzug. Infolge eines geringeren
zur Verfügung stehenden Einkommens
wird sich die Binnennachfrage abschwächen. Eine sinkende Nachfrage nach Konsumgütern wirkt sich negativ auf die Produktion und die Beschäftigung aus, was
eine weitere Abschwächung der Kon sumgüternachfrage zur Folge hat.
Neben Änderungen der Binnennachfrage ändert sich aber auch die internationale Wettbewerbsfähigkeit der in Deutschland produzierenden Unternehmen. Wie
der Vergleich der europäischen Strompreise zeigt, ist der Strompreis in
Deutschland als überdurchschnittlich hoch
einzustufen. Grundsätzlich bedeuten höhere Kosten für einen Produktionsfaktor
einen Wettbewerbsnachteil. Von erhöhten
Strompreisen sind insbesondere die
stromintensiven Branchen des verarbeitenden Gewerbes, wie z. B. die chemische
Industrie und die Metallerzeugung, betroffen. Die erhöhten Kosten belasten
direkt den Unternehmensgewinn. Sie können darüber hinaus zu permanenten Verlusten von Marktanteilen auf den internationalen Absatzmärkten führen.
Schließlich
verliert
der
Standort
Deutschland
bei
dauerhaft
höheren
Strompreisen vor allem für energieund
stromintensive Unternehmen an Attraktivität. Wenn in Deutschland ansässige Unternehmen
die
Wettbewerbsnachteile
nicht ausgleichen können, werden sie längerfristig an ausländische Standorte abwandern. Die Verlagerung der Produktion
ins Ausland wirkt negativ auf Beschäftigung und Binnennachfrage. Durch
die Abwanderung von Unternehmen bestimmter Branchen können weitere Unternehmensverlagerungen induziert wer-
den, da in vielen Branchen räumliche Nähe innerhalb der Wertschöpfungskette
gewährleistet sein muss.
Analysen mit dem am IER entwickelten
Allgemeinen Gleichgewichtsmodell NEWAGE für das Jahr 2005 zeigen, dass um
30 % bis 40 % erhöhte Strompreise zu
einem um 0,32 % bis 0,51 % geringeren
Bruttoinlandsprodukt in Deutschland führen können. Andere Analysen kommen für
entsprechende Strompreisdifferenzen zu
ähnlichen Ergebnissen (Lutz und Meyer
2007, Bräuninger et al. 2007). Höhere
Preise für Elektrizität bewirken eine Änderung der gesamtwirtschaftlichen Produktionsstruktur. Im Vergleich zur Situation
ohne erhöhte Strompreise ist die Produktion in stromund energieintensiven
Branchen geringer. Bei 30 % erhöhten
Strompreisen sinkt der Produktionswert
des Chemiesektors um 3,1 %, die Herstellung von Papierprodukten verringert
sich um 2,7 % und die Produktion von Eisen- und Stahlerzeugnissen nimmt um
6,8 % ab. Insgesamt sinkt der Produktionswert um etwa 0,4 % verglichen mit
der Situation ohne erhöhte Strompreise.
Fazit: Die im Vergleich zu anderen europäischen Ländern höheren Strompreise
in Deutschland haben in der Vergangenheit zu gesamtwirtschaftlich negativen
Produktions- und Bruttoinlandseffekten
geführt. Zentrale Wirkungskanäle sind die
Binnenkaufkraft, die durch die Produktionskosten
beeinflusste
internationale
Wettbewerbsfähigkeit und die Produktionsverlagerung im Zuge der langfristigen
Standortwahl. Höhere Abgaben und Steuern sowie nationale Sonderwege in
Deutschland verstärken die statistisch beobachtbaren Strompreisdifferenzen und
dämpfen somit potenziell auch das volkswirtschaftliche Wachstum.
5.3 Kostendifferenzen und volkswirtschaftliche Auswirkungen
Produktionsmengen,
Wertschöpfung
und Beschäftigung liegen bei einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre deutlich
über dem Niveau der Referenzprognose.
Tabelle 5.2:
139
2020 liegt die Zahl der Beschäftigungsverhältnisse in Deutschland um circa
130 000 höher als in der Referenzprognose, das BIP hat ein um mehr als 0,4 %
höheres Niveau (Tabelle 5.2). Überdies
steigt die Kosteneffizienz der Klimaschutzzielerreichung.
Makroökonomische Effekte der Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre im Vergleich zur
Referenzprognose
BIP
[Abweichung von der Referenz in %]
BWS (total)
[Abweichung von der Referenz in %]
Beschäftigung (total)
[Abweichung von der Referenz in 1 000]
Relative Veränderung der Bruttowertschöpfung
[Referenz=100]
Positive Auswirkungen der Laufzeitverlängerung sind vor allem für die Metallindustrie (Abbildung 5.3), aber auch in den
Bereichen Chemie, Bauwirtschaft und
Dienstleistungen zu erwarten. Besonders
stromintensive Branchen profitieren von
2012
2015
2020
2025
2030
0,13
0,26
0,42
0,17
0,16
0,13
0,26
0,40
0,13
0,16
43
89
130
48
39
den niedrigeren Strompreisen. Durch gedämpfte Strompreise erhöht sich auch das
verfügbare Budget der Hauhalte. Die daraus resultierende höhere Nachfrage wirkt
sich positiv auf Beschäftigung und Produktion der übrigen Sektoren aus.
102,5
Nichteisenmetalle
Eisen- u. Stahl
102,0
Bauwirtschaft
Chemie
101,5
Dienstleistungen
Papier
101,0
Landwirtschaft
100,5
Nichtm. Mineral. Stoffe
Restliche Industrie
100,0
Transport
Maschinenbau
99,5
Abbildung 5.3:
2010
2015
2020
2025
2030
Wertschöpfungseffekte bei einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
140
Die stärksten relativen Beschäftigungsanstiege treten in der energieintensiven
Erzeugung von Nichteisenmetallen, Eisen
und Stahl sowie in der chemischen Industrie auf (Abbildung 5.4). Die Beschäftigungseffekte, ausgedrückt in 1 000 Personenjahren, verteilen sich sektoral etwas
anders als die Wertschöpfungseffekte. Da
es sich bei den stark profitierenden Branchen Eisen und Stahl sowie der NichteiGesamtwirtschaftlich
senmetallproduktion um kapitalintensive
Industrien handelt, fallen die Beschäftigungswirkungen hier geringer aus. Vergleichsweise gering ist der Effekt im deutschen Maschinenbau, der weniger abhängig von der Entwicklung der Strompreise
zu sein scheint und zudem nicht so stark
von der erhöhten Binnennachfrage profitiert.
absolut
130
1,5%
Nichteisenmetalle
0,8%
Eisen und Stahl
0,5%
Chemische Industrie
0,4%
Bauwirtschaft
Landwirtschaft
0,4%
Nichtmet. mineral. Stoffe
0,4%
Papier
0,4%
Transport
0,4%
Dienstleistungen
0,3%
Restliche Industrie
0,3%
Maschinenbau
Abbildung 5.4:
Veränderung der Beschäftigten
im Jahr 2020
ausgedrückt in tausend (gesamtwirt.)
und in % (sektoral)
0,1%
Beschäftigungseffekte in 2020 bei einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
Die Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke bringt positive volkswirtschaftliche
Effekte mit sich, weil dadurch regulatorische Effizienzverluste vermieden (siehe
Exkurs über makroökonomische Kosten)
und erhebliche Kosten eingespart werden
können. So würden andernfalls insbesondere hohe Kosten für den Bau neuer
Kraftwerke anfallen. Gegenüber der Referenzprognose ergeben sich bei Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre Zuwächse im
BIP, die pro Jahr bis zu 10,6 Mrd. €2000
bzw. rund 0,4 % ausmachen können. In
Summe kann man von einem Effizienzgewinn
im
Umfang
von
nahezu
122 Mrd. €2000 für den Zeitraum von 2010
bis 2030 ausgehen. Bis 2050 ergeben sich
kumulierte
BIP-Zuwächse
182 Mrd. €2000.
von
rund
Die wesentlichen Gründe dafür sind
deutliche direkte Entlastungen infolge einer Laufzeitverlängerung im Bereich des
Klimaschutzes, bei den Energieimporten
sowie bei den Stromkosten und -preisen.
Diese direkten Entlastungen haben aufgrund der volkswirtschaftlichen Verflechtungen eine multiplikative Wirkung, das
heißt einen indirekten Einfluss auf Sektoren außerhalb der Stromerzeugung, der
sich etwa durch die Verringerung von
Strompreisen und eine dadurch gesteigerte allgemeine Nachfrage ergibt.
Die wesentlichen ökonomischen Effekte
sind leicht nachzuvollziehen: Die längere
Nutzung der bestehenden nuklearen
Kraftwerkskapazitäten führt aufgrund der
zeitlichen Verschiebung von Ersatzinvestitionen zur Verringerung der Investitionskosten in der Stromerzeugung. Das dadurch eingesparte Kapital kann dann in
anderen Wirtschaftsbereichen eingesetzt
werden. Zudem profitieren die Stromerzeuger von Einsparungen bei den Brennstoffkosten (im Vergleich zu den nötigen
Aufwendungen für Steinkohle oder Erdgas).
Sektoral bedeutet der gegenüber der
Referenzprognose geringere Strom- und
Brennstoffimport eine Produktionskostenentlastung. Gesamtwirtschaftlich verbessert sich die Handels- und Leistungsbilanz,
da Deutschland weniger auf Stromimporte
aus den Anrainerstaaten angewiesen ist.
Die Investitions- und Produktionskosteneinsparungen der Stromerzeuger induzieren vielfältige mittelbare Effekte in der
gesamten Volkswirtschaft. Die Kostenentlastungen sorgen nicht nur für höhere
Gewinne der Stromerzeuger, sondern
können sich vor allem in niedrigeren
Stromkosten für die Verbraucher niederschlagen. Die im Vergleich zur Referenzprognose niedrigeren Strompreise erhöhen das Budget der industriellen Verbraucher ebenso wie das für Konsum, Sparen
und Investition frei verfügbare Einkommen der privaten Haushalte.
Die Minderausgaben für Strom führen
bei den privaten Haushalten zu Mehrausgaben für andere Konsumzwecke, mit entsprechenden Beschäftigungswirkungen in
den davon profitierenden Sektoren. Seitens der Unternehmen führen niedrigere
Strompreise zu einer Verbesserung der
Wettbewerbsposition und zu höheren Investitionen. Dies stützt den Produktions-
141
standort Deutschland und fördert die Beschäftigung.
Dazu tragen auch die im Vergleich zur
Referenzprognose geringeren CO2-Preise
bei, da sich durch die Laufzeitverlängerung die CO2-Bilanz des Elektrizitätssektors erheblich verbessert und somit deren
Nachfrage nach Zertifikaten gedämpft
wird. Von einem geringeren Preis für CO2Zertifikate profitieren auch die in den
Emissionshandel eingebundenen Industriesektoren.
In einem europäischen Emissionshandel, in dem der CO2-Ausstoß ebenso bepreist wird wie die herkömmlichen Produktionsfaktoren Arbeit und Kapital, bleiben
den deutschen Stromerzeugern durch die
Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken
zudem erhebliche Kosten für den Kauf von
CO2-Zertifikaten erspart. Die zusätzlichen
Gewinne der Stromerzeuger erweitern
schließlich deren Investitionsspielraum.
Gesamtwirtschaftlich betrachtet bedeuten höhere Gewinne von Unternehmen ein
höheres verfügbares Volkseinkommen.
Diese Effekte wirken positiv auf die Binnennachfrage nach sämtlichen Waren und
Dienstleistungen und somit auf alle Sektoren. Die höhere Nachfrage und erhöhte
Produktion tragen deutlich zu einer Sicherung und Ausweitung der Beschäftigung in
Deutschland bei.
Die hier quantifizierten BIP-Zuwächse
bzw. negativen makroökonomischen Kosten sind somit Konsequenz einer Vielzahl
von Veränderungen in den betriebswirtschaftlichen Kosten, die in der volkswirtschaftlichen Analyse aggregiert zusammengefasst sind, zuzüglich der positiven
Rückkopplungs- und Multiplikatoreffekte.
Externe Kosten sind in dieser Untersuchung hingegen nur eingeschränkt berücksichtigt, und zwar in Form von CO2-
142
Preisen, welche die Klimaschutzkosten
widerspiegeln. Allerdings machen Klimaschutzkosten in Studien zu den externen
Kosten den Großteil an externen Kosten
aus.
Quantitative Ergebnisse bestehender
Studien zu den Effekten von Laufzeitverlängerungen sind aufgrund der Unterschiede in den methodischen Ansätzen
und der Rahmenannahmen nur bedingt
miteinander vergleichbar. Positive Auswirkungen einer längeren Nutzung von Kernkraftwerken ermitteln u. a. Küster (2009),
Uyterlinde et al. (2007), Lindenberger et
al. (2005), Hake et al. (2005), Fahl et al.
(2002) sowie Welsch und Ochsen (2001).
Negative ökonomische Konsequenzen einer Laufzeitverlängerung erwarten Hohmeyer et al. (2000).
Exkurs: Kostenbegriffe
Der Begriff der Kosten ist im wirtschaftswissenschaftlichen Sprachgebrauch nicht
eindeutig belegt. Deshalb erscheint es sinnvoll, an dieser Stelle kurz auf drei für die
Energieprognose wesentliche Kostenbegriffe
einzugehen:
betriebswirtschaftliche,
makroökonomische und externe Kosten
sowie Energiesystemkosten.
Betriebswirtschaftliche Kosten können einerseits bei einem Unternehmen
oder auch nur bei einer seiner Produktionseinheiten anfallen. Kosten entstehen
im Zusammenhang mit der Produktion,
der Vermarktung oder dem Vertrieb von
Gütern und Dienstleistungen oder durch
Transaktionen (z. B. Prozesskosten bei
Rechtsstreitigkeiten des Unternehmens).
Hinsichtlich der Produktion von Gütern
oder Dienstleistungen unterscheidet die
betriebswirtschaftlich geprägte Literatur
hauptsächlich
zwei
zentrale
Kostenbegriffe: den wertmäßigen und den
Die makroökonomischen Kosten sind
abzugrenzen von den mit dem Energiesystemmodell TIMES PanEU quantifizierbaren
Energiesystemkosten. Im Vergleich der
beiden Varianten ergeben sich bis zum
Jahr 2030 kumulierte Differenzkosten, die
im Fall der Referenzprognose bei Kernenergieausstieg um 5,2 Mrd. €2000 höher
liegen als in der Variante mit Laufzeitverlängerung. Im Vergleich mit vorliegenden
Studien zu den energiewirtschaftlichen
Effekten einer Laufzeitverlängerung ist zu
beachten, dass in der Energieprognose
2009 durch die Berücksichtigung der
volkswirtschaftlichen
Rückkopplungen,
z. B. in Form eines höheren BIP und der
damit verbundenen höheren Energienachfrage, die eigentlichen Kostendifferenzen
im Energiesystem geschmälert werden.
pagatorischen Kostenbegriff. Ersterer definiert Kosten als den in monetären Einheiten bewerteten, leistungsbezogenen
(oder sachzielbezogenen) Güterverzehr
einer Rechnungsperiode. Während der
wertmäßige Kostenbegriff einen Bewertungsspielraum lässt, werden Güterverzehre im Sinne des pagatorischen Kostenbegriffs mit ihren historischen Anschaffungspreisen bewertet. Der pagatorische
Kostenbegriff setzt somit Zahlungsmittelbewegungen (Ausgaben) voraus. Kosten
im betriebswirtschaftlichen Sinne grenzen
sich so von den weiteren betriebswirtschaftlichen
Rechnungsgrößen
Auszahlungen, Ausgaben und Aufwendungen
ab. Insbesondere kann der Begriff der betriebswirtschaftlichen Kosten auf die Produktion von Unternehmen der Energiewirtschaft angewendet werden. Er bezeichnet dann die Kosten für die notwendigen Aufwendungen für die Bereitstellung von Energieträgern oder –dienstleistungen dieser Unternehmen.
Makroökonomische Kosten entstehen hingegen nicht Unternehmen, sondern (geschlossenen) Volkswirtschaften.
In der Regel werden damit Effizienzverluste durch regulatorische Eingriffe des
Staates in das Marktgeschehen bezeichnet und quantifiziert. Dabei wird das
volkswirtschaftliche Konzept eines ökonomischen Gleichgewichts verwendet, indem die Gesamtproduktion von Gütern
und Dienstleistungen als Ergebnis individueller Nutzen- und Profitmaximierungsprozesse entsteht: Unternehmen bestimmen gewinnmaximale Produkt- und Produktionspläne und Konsumenten fragen
Produkte und Dienstleistungen nach, die
ihnen den größtmöglichen Nutzen stiften.
In freien Märkten bilden sich im Wettbewerbsgleichgewicht Preise, bei denen Angebot und Nachfrage einander entsprechen (Markträumung)36. Nach dem ersten
Hauptsatz der Wohlfahrtsökonomik ist ein
solches Gleichgewicht Pareto-optimal,
siehe z. B. (Weimann 2004), d. h., eine
Abweichung vom Marktpreis und in der
Folge von Gleichgewichtsproduktion und
–konsum führt zu entgangenem Gewinn
oder entgangenem Nutzen für zumindest
einige Akteure und im Aggregat zu einer
Produktions- und Konsumverringerung
(Effizienzverluste). Eine solche Abweichung vom Marktpreis für ein Gut entsteht zum Beispiel durch seine Besteuerung: Der im neuen Gleichgewicht höhere
Bruttopreis für das Gut verringert die
Nachfrage durch den Konsumenten, der
143
niedrigere Nettopreis verringert die Produktion. Auch unter Einrechnung der
Steuereinnahmen des Staates ist die Gesamtproduktion der Volkswirtschaft und
die ökonomische Wohlfahrt37 nun niedriger als im Wettbewerbsgleichgewicht Die
Differenz in der – monetär bewerteten –
Gesamtproduktion oder – je nach Kontext: der ökonomischen Wohlfahrt - wird
als makroökonomische Kosten der Besteuerung bezeichnet (für andere regulatorische Eingriffe – etwa Subventionen –
werden die Kosten in derselben Weise
berechnet). Freie Wettbewerbsmärkte für
alle Güter und Dienstleistungen sind dabei
eine unrealistische, aber hilfreiche Idealisierung wirklicher Märkte (die z. B. einen
kostenlos funktionierenden Staat voraussetzt), denn durch das beschriebene Kalkül können auch relative Effizienzverluste
bzw. -gewinne ausgewiesen werden.38 Die
makroökonomischen Kosten (bzw. Gewinne) einer Besteuerung des Gutes A im
Vergleich zur Besteuerung des Gutes B ergeben sich als Differenz von deren makroökonomischen Kosten in Bezug auf das
(idealisierte) Wettbewerbsgleichgewicht.
Diese Vorgehensweise ermöglicht einen
Kostenvergleich
verschiedener
Regulierungsmaßnahmen, die ein bestimmtes
wirtschaftspolitisches Ziel –etwa die Erzielung eines bestimmten Staatseinkommens- erreichen sollen. Voraussetzung
der Berechnung von makroökonomischen
Kosten ist eine Quantifizierung von
Gleichgewichtsproduktion und -konsum,
36
Auch in Märkten, in denen einzelne Akteure die Preise beeinflussen können (Monopole, Oligopole), gilt die
Markträumung – allerdings mit geringeren produzierten Mengen und damit geringerer Wohlfahrt als in Wettbewerbsgleichgewichten.
37
Die Gesamtwohlfahrt einer Volkswirtschaft ist die Aggregation der Nutzen und Profite aller Akteure. Eine Quantifizierung des Begriffs setzt eine Reihe von Spezifikationen voraus, die in verschiedenen Kontexten verschieden
getroffen werden können.
38
Unter bestimmten Voraussetzungen, z. B. bei natürlichen Monopolen, wie z. B. Netzdienstleistungen, kann ein
regulatorischer Eingriff (z. B. die Festsetzung von Netznutzungsentgelten) auch Effizienzgewinne gegenüber der
freien Preisbildung erbringen. Dies wären im Sinne der Definition negative makroökonomische Kosten oder makroökonomische Gewinne der Regulierung.
144
die in der Regel in Simulationsmodellen
erfolgt. Makroökonomische Kosten können insbesondere auch für die Regulierung in der Energiewirtschaft bestimmt
werden. Ein Beispiel sind Mineralölsteuern: Deren makroökonomische Kosten
umfassen die –monetär zu bewertendenausgefallenen Fahrten von Autofahrern
und die Profitverluste der Mineralölindustrie.
Energiesystemkosten. Das Energiesystem einer Volkswirtschaft umfasst in
der Energiesystemanalyse alle energiebezogenen Bereiche – von der Energiegewinnung bzw. dem Import von Energieträgern, über Umwandlung und Verteilung
bis zum Endenergieverbrauch und Nutzungsbedarf der Haushalte und Unternehmen sowie des Verkehrsbereichs. Das
Ziel der Energiesystemanalyse besteht in
der Regel in der Bestimmung eines kostenminimalen Energiesystems zur Befriedigung des Bedarfs von Energiedienstleistungen
der
Volkswirtschaft,
wobei
Höchstgrenzen für Emissionen vorgegeben werden können. Die Analyse kann
hierbei sowohl aus der betriebswirtschaftlichen als auch in makroökonomischer
Betrachtungsweise vorgenommen werden. Die Systemgesamtkosten verteilen
sich grob auf vier Kategorien:



39
Brennstoffkosten – proportional zur
Ausbringung: Importpreise versus
heimische
Gestehungskosten
der
Brennstoffbereitstellung
Variable Betriebskosten – proportional zur Ausbringung: z. B. Hilfsmittel
und Betriebsmittel
Fixe Betriebskosten – proportional zur
installierten Leistung: z. B. Personalkosten

Investitionskosten – proportional zur
installierten Leistung: Kosten vor Inbetriebnahme des Kraftwerks, Kosten
nach Außerbetriebnahme, F&E-Kosten
Grundsätzlich können alle vier Kategorien als Vollkosten oder Zusatzkosten
(Kosten, die zusätzlich gegenüber einem
Referenzprozess entstehen – z. B. Differenzkosten zwischen Standard-Glühlampe
und Energiesparlampe) bilanziert werden.
Weder
betriebswirtschaftliche
noch
makroökonomische
Kosten
umfassen
nach den in der Volkswirtschaftslehre üblichen Definitionen externe Kosten. Externe Kosten entstehen, wenn durch eine wirtschaftliche Transaktion unbeteiligte
Dritte einen Schaden erleiden. Typisches
Beispiel für externe Kosten sind Umweltprobleme: Bei der Produktion oder dem
Konsum eines Gutes, z. B. chemischen
Substanzen, entstehen schädliche Beiprodukte, z. B. Schadstoffemissionen, deren
Kosten, z. B. Schädigung der Landwirtschaft, von Dritten oder von der Allgemeinheit getragen werden39. Insbesondere ist die Bereitstellung von Energie – mit
welcher Technik auch immer – mit unerwünschten
Nebeneffekten
verbunden:Risiken für die menschliche Gesundheit, Schädigungen von Pflanzen und Tieren, Störung ökologischer Gleichgewichte
und Beschädigung von Materialien. Es besteht weitgehender Konsens, dass diese
Kosten bei wirtschaftspolitischen Entscheidungen berücksichtigt werden sollten. Will man dies auf transparente,
nachvollziehbare und konsistente Weise
tun, so sollten die externen Kosten in einer einheitlichen Maßeinheit berechnet
werden. In der Regel werden die entstehenden Schäden in der Umweltökonomik
Effiziente Umweltregulierung dient deshalb nach dem volkswirtschaftlichen Verständnis dem Ziel, externe Kosten auf die Verursacher zu überwälzen („Polluter-Pays-Principle“).
145
monetär bewertet. Es ist einsichtig, dass
dies nicht immer einfach ist – etwa bei
der Bewertung von Gesundheitsproblemen. Ohne ein einheitliches Maß können
jedoch verschiedene Umweltschäden nicht
miteinander verglichen werden. In der
Folge wäre dann auch eine umwelt- und
wirtschaftspolitische Bewertung von Energiepolitik nach Maßstäben der wissenschaftlichen Ökonomik unmöglich.
5.4
Endenergieverbrauch in Deutschland
fahren in der Aluminiumindustrie eingesetzt werden.
Die Laufzeitverlängerung der deutschen
Kernkraftwerke hat besonders auf den
Umwandlungssektor Auswirkungen, aber
auch Konsequenzen für die Höhe des Endenergieverbrauchs der übrigen Sektoren.
Generell ist die produktionssteigernde
Wirkung einer Laufzeitverlängerung in den
Perioden am größten, in denen eine
vestärkte Kernkraftnutzung stattfindet. Im
Falle einer Laufzeitverlängerung auf 40
Jahre ist dies vor allem die Zeit bis 2020.
Danach neigen sich die Laufzeiten allmählich ihrem Ende zu und der Produktionseffekt sinkt merklich. Im Jahr 2030 ergeben
sich kaum noch Produktionsunterschiede
zur Referenzprognose.
Industrie
Die Industrieproduktion fällt gegenüber
der Referenzprognose leicht höher aus,
wobei der Outputeffekt für stromintensive
Branchen wegen der relativ geringeren
Strompreise überdurchschnittlich hoch ist.
Bezüglich einer detaillierten Diskussion
der
Strompreise
für
die
einzelnen
Verbrauchergruppen siehe für die Referenzprognose (Ra) Unterabschnitt „Strompreise“ in Abschnitt 4.3 und für die Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) den
Abschnitt 5.2. So liegt beispielsweise die
Produktionsmenge der Aluminiumindustrie
2020 um 0,2 Mio. t höher als in der Referenzprognose. Dies ist nicht überraschend,
da die stromintensivsten Produktionsver-
Die höhere Industrieproduktion und die
geringen Strompreise sorgen für einen
erhöhten Stromverbrauch. Der Strombedarf für 2020 liegt gegenüber der Referenzprognose um 6 PJ bzw. 0,7 % höher.
In 2030 gleichen sich die Werte an und
belaufen sich beide auf einen Stromverbrauch von 865 PJ (Abbildung 5.5).
Der Endenergieverbrauch der Industrie
liegt 2020 im Vergleich zur Referenzprognose um 6 PJ höher, 2030 nur noch um
2 PJ.
146
3500
3000
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
2977
Müll
2474
2500
2421
2424
2471
2444
Erneuerbare
2276
2315
2222
2173
2136
Fernwärme
2000
Strom
1500
Gas
1000
Mineralölprodukte
500
Kohlen
0
1990
Abbildung 5.5:
1995
2000
2005
2006
2007
2015
2020
2025
2030
Endenergieverbrauch der Industrie in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Aufgrund des mit der Laufzeitverlängerung einhergehenden relativ geringeren
Strompreises wird in der Industrie die Eigenerzeugung in KWK-Anlagen zurückgefahren und stattdessen mehr Strom aus
der allgemeinen Versorgung bezogen
(+54 PJ im Jahr 2020 gegenüber der Referenzprognose; identische Werte für
2030). Die Minderung der industriellen
Stromerzeugung geht vor allem zu Lasten
der gasbefeuerten Industrie-KWK-Anlagen
und ist verantwortlich sowohl für den geringeren Gaseinsatz der Industrie für die
Strom- und Wärmeerzeugung als auch für
den allgemeinen Rückgang der industriellen KWK-Nutzung.40 Im Vergleich zur Referenzprognose sinkt daher der Beitrag
40
2012
Aufgrund der verminderten KWK-Eigenerzeugung
findet die industrielle Wärme- und Dampferzeugung im Vergleich zur Referenzprognose vermehrt unter Verwendung reiner Wärmeerzeuger
statt. Während der Gaseinsatz in der Industrie
zur Stromerzeugung in der Umwandlung bilanziert wird, wird der wärmebedingte Gasverbrauch
beim Endenergieverbrauch der Industrie erfasst.
von Gasen zur Deckung des Energiebedarfs der Industrie in 2020, wohingegen
der Anteil des Stroms höher ausfällt.
Die wegen der längeren Nutzung der
deutschen
Kernkraftwerke
geringeren
CO2-Emissionen bedingen eine reduzierte
Nachfrage nach Emissionszertifikaten des
deutschen Umwandlungssektors. Durch
die daraufhin sinkenden CO2-Preise fragen
die Industriesektoren vermehrt Zertifikate
nach und erhöhen ihre Emissionen. Es
kommt durch die Laufzeitverlängerung
daher zu einer Umschichtung der CO2Emissionen aus dem deutschen Umwandlungssektor auf andere, am ETS beteiligte
Sektoren.
Insgesamt liegen im Jahr 2020 die CO2Emissionen in Deutschland um 13 Mio. t
unter denen der Referenzprognose. Die
CO2-Emissionen der Industrie sind indessen bei Nicht-Berücksichtigung der abnehmenden Emissionen aus der Eigenstromerzeugung um 1,2 Mio. t höher. Die
Ermittlung dieses Wertes entspricht durch
die Nicht-Berücksichtigung der Emissionen
aus Eigenstromerzeugung der Ermittlung
des Endenergieverbrauchs (Bilanzierung
des Stromverbrauchs und nicht des
Brennstoffeinsatzes zur Stromerzeugung).
Ein Grund für die höheren Emissionen der
Industrie ist der deutlich höhere Anteil der
Kohlen sowie der geringere Anteil der Erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch
gegenüber
der
Referenzprognose. Unter Anwendung der Emissionsbilanzierung nach UNFCCC (vergleiche
UNFCCC-Bilanzen im Abschnitt 11) sind
die CO2-Emissionen des Industriesektors
im Fall einer Laufzeitverlängerung in 2020
um 4,1 Mio. t geringer als in der Referenzprognose. Ausschlaggebend sind die
in diesem Fall bei der Industrie mitbilanzierten, deutlich rückläufigen Emissionen
der industriellen Eigenstromerzeugung
aufgrund der Zunahme der Stromerzeugung aus Kernkraftwerken (bei gleichzeitigem Rückgang der Strommengen aus
industrieller Eigenstromerzeugung).
Differenziert stellt sich das Bild hinsichtlich der Energieintensität (spezifischer
Verbrauch) in der Industrie im Vergleich
zur Referenzprognose dar. Während in
einigen Branchen aufgrund der freiwerdenden Zertifikate und somit geringeren
CO2-Preise in der Variante mit Laufzeitverlängerung der Investitionsanreiz für effiziente, aber teure Technologien sinkt
(z. B. Eisen/Stahl), führt sowohl der erhöhte Stromeinsatz als auch der Rückgang des Einsatzes der Erneuerbaren
Energien zu einer Steigerung der Endenergieeffizienz.41
41
Für eine Diskussion der Auswirkungen von Energieeffizienzvorgaben
auf
den
Endenergieverbrauch und die Technologieauswahl der Industrie, sowie das Zusammenwirken von Zielen
der Förderung der Energieeffizienz und der Emissionsreduktion siehe (Kuder, Blesl 2008).
147
Gewerbe,
(GHD)
Handel,
Dienstleistungen
Im GHD-Sektor resuliert aus den Berechnungen mit dem gesamtwirtschaftlichen Modell NEWAGE ein Mitarbeiterrückgang von 30,2 Millionen im Jahr 2005 auf
29,9 Millionen im Jahr 2020 und schließlich 28,6 Millionen im Jahr 2030. Damit
liegt die Beschäftigtenzahl im GHD-Sektor
in 2020 um etwa 0,3 % höher als in der
Referenzprognose, in 2030 beträgt der
Abstand nur noch 0,1 %. Da ein hoher
Anteil des Energiebedarfs im GHD-Sektor
auf den Raumwärmebedarf zurückgeht,
der wenig von der Beschäftigtenzahl abhängig ist, liegt der Endenergieverbrauch
dieses Sektors in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) jedoch im gesamten
Betrachtungszeitraum etwa auf demselben
Niveau wie in der Referenzprognose.
Der Endenergieverbrauch sinkt bis 2020
auf 1 304 PJ, was einem Rückgang um
circa 11 % gegenüber 2006 entspricht. Im
Jahr 2030 liegt der Energieverbrauch des
GHD-Sektors bei 1 234 PJ und damit um
4 PJ niedriger als in der Referenzprognose.
Auch bezüglich der Zusammensetzung
des Endenergieverbrauchs nach Energieträgern sind bei Gegenüberstellung mit
der Referenzprognose keine wesentlichen
Änderungen festzustellen. Trotz des leicht
gesunkenen Strompreises zu Beginn des
Betrachtungszeitraums liegt im GHDSektor keine Erhöhung des Stromverbrauchs im Vergleich zur Referenzprognose vor. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien kann in der Variante mit
Laufzeitverlängerung auf gleiche Weise
vorangetrieben werden wie in der Referenzprognose, so dass der direkte Anteil
der Erneuerbaren Energien in 2030 einen
148
Anteil von 5,9 % (73 PJ) am Endenergie-
verbrauch des GHD-Sektors erreicht.
2000
1800
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
1733
Müll
1579
1600
1478
1461
1341
1400
1418
1340
1382
1304
1276
Erneuerbare
1234
1200
Fernwärme
1000
Strom
800
600
Gas
400
Mineralölprodukte
200
Kohlen
0
1990
Abbildung 5.6:
1995
2000
2005
2006
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Entwicklung des Endenergieverbrauchs des Sektors Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD) in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Haushalte
Der Variante mit Laufzeitverlängerung
(Rb) wird die gleiche Bevölkerungs- und
Haushaltsentwicklung zugrunde gelegt wie
der Referenzprognose. Dementsprechend
ergeben sich bezüglich der Entwicklung
der Endenergienachfrage der privaten
Haushalte bis 2030 ähnliche Ergebnisse.
Der Endenergieverbrauch sinkt gegenüber
2006 bis 2020 um 14 % auf 2 229 PJ und
bis 2030 um circa 24 % auf 1 985 PJ
(Abbildung 5.7) und liegt damit auf demselben Niveau wie in der Referenzprognose.
Zu Beginn des Betrachtungszeitraumes
ist aufgrund der niedrigeren Strompreise
ein
stärkerer
Anstieg
des
Stromverbrauchs der privaten Haushalte gegenüber der Referenzprognose zu beobachten. So liegt die Stromnachfrage im Jahr
2015 mit 536 PJ um 13 PJ höher als in der
Referenzprognose. Der höhere Stromverbrauch dient vor allem der Deckung
des Raumwärme- und Warmwasserbedarfs im Gebäudebestand. Die Erhöhung
des Stromverbrauchs geht 2015 insbesondere zu Lasten von Fernwärme und
den Erneuerbaren Energien.
Da sich die Strompreise infolge der
rückläufigen Stromerzeugung in Kernkraftwerken nach 2020 an das Niveau in
der Referenzprognose annähern, gleicht
sich auch der Stromverbrauch der privaten Haushalte bis 2030 an die Referenzprognose an. In 2030 liegen in der Struktur des Endenergieverbrauchs im Haushaltssektor keine wesentlichen Abweichungen zu den Ergebnissen der Referenzprognose vor.
im Haushaltssektor wird bis 2030 in gleicher Weise gesteigert wie in der Referenz-
prognose. Erneuerbare Energien haben
demnach 2030 einen Anteil von 15 % an
der Endenergienachfrage der privaten
149
Haushalte, Heizöl 13 %, Gas 38 %, Strom
28 % und Fernwärme 7 %.
3000
2656
2500
2584
2569
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff,DME)
2601
2402
2383
Müll
2353
2229
2202
2097
1985
2000
Erneuerbare
Fernwärme
1500
Strom
1000
Gas
500
Mineralölprodukte
0
1990
1995
2000
2005
2006
2007
Statistik
Abbildung 5.7:
2012
2015
2020
2025
2030
Kohlen
mod. Normaljahr
Entwicklung des Endenergieverbrauchs der Haushalte in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Verkehr
Die Laufzeitverlängerung der bestehenden Kernenergieanlagen hat nur einen
geringen Einfluss auf den Endenergieverbrauch des Verkehrssektors (Abbildung
5.8). Aufgrund der im Vergleich zur Referenzprognose geringfügig höheren Güterverkehrsleistung ergibt sich für 2020 ein
um 3 PJ höherer Endenergieverbrauch. In
2030 erreicht die Endenergienachfrage im
Verkehrssektor mit 2447 PJ wieder dasselbe Niveau wie in der Referenzprognose.
Signifikante Veränderungen bei der Effizienz der Fahrzeuge oder dem Energiemix
gibt es gegenüber der Referenzprognose
nicht.
150
3000
2751
2614
2500
2586
2598
2575
2621
Sonstige
2568
2454
2447
2379
Biokraftstoffe
2000
Strom
1500
Gas
1000
Kerosin
500
Benzin
Diesel
0
1990
Abbildung 5.8:
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Endenergieverbrauch des Verkehrssektors in der Variante mit Laufzeitverlängerung
(Rb)
Endenergieverbrauch
Der Endenergieverbrauch liegt 2020 gegenüber der Referenzprognose um 11 PJ
bzw. 0,13 % höher. Gründe dafür sind die
geringfügig stärkere Güterverkehrsleistung und die leicht höheren industriellen
Produktionswerte. Dadurch fällt der Kohleverbrauch in 2020 um 20 PJ, der
Verbrauch an Mineralölprodukten um
37 PJ höher aus als in der Referenzprognose. Daneben resultiert aus dem niedrigeren Strompreisniveau eine geringfügig
höhere Stromnachfrage (+7 TWh im Jahr
2020). Die gegenüber der Referenzprognose stärkere Strom-, Mineralöl- und Kohlenutzung verdrängt vorallem Erdgas
(-39 PJ in 2020) und Fernwärme (-9 PJ in
2020), geht aber weniger zu Lasten der
Erneuerbaren Energien (-4 PJ in 2020). In
2030 liegt der Endenergieverbrauch in der
Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40
Jahre auf demselben Niveau wie in der
Referenzprognose.
Werden wie in der Referenzprognose die
Maßnahmen der „Early Action“-Regelung
berücksichtigt, fällt die Reduktion des
Endenergieverbrauchs gegenüber dem
Mittel der Jahre 2001 bis 2005 bis 2012
mit 10,4 % etwa genauso hoch aus wie in
der Referenzprognose. Das für das Jahr
2016 von der EU vorgegebene Ziel einer
Verringerung des Endenergieverbrauchs
um 9 % gegenüber dem Mittel der Jahre
2001 bis 2005 wird somit auch in der Variante bereits im Jahr 2012 übertroffen.
10000
9473
9323
9234
9000
8920
151
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
9149
8585
8671
8671
8323
8000
Müll
7999
7801
Erneuerbare
7000
6000
Fernwärme
5000
Strom
4000
Gas
3000
2000
Mineralölprodukte
1000
Kohlen
0
1990
Abbildung 5.9:
5.5
1995
2000
2005
2006
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Endenergieverbrauch nach Energieträgern in der Variante mit Laufzeitverlängerung
(Rb)
Umwandlungssektor
Beim nichtenergetischen Verbrauch und
im Raffineriesektor gibt es im Vergleich zur
Referenzprognose keine signifikanten Unterschiede, wohl aber in der Stromerzeugung. Wie in den Nachfragesektoren sind
die Unterschiede zwischen der Referenzprognose (Ra) und der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) entsprechend der
Verlängerung der Laufzeit der Kernkraftwerke auf 40 Jahre in 2015 und 2020 ausgeprägter, wohingegen sich die Werte in
2030 wieder angleichen.
Strombedarf
Der Nettostrombedarf steigt in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) von
613 TWh in 2012 auf 628 TWh in 2030
(Abbildung 5.10). Es ergibt sich eine Zunahme des Strombedarfes gegenüber der
Referenzprognose um 5,7 TWh in 2015
sowie 2,2 TWh in 2020, was auf eine verstärkte Nutzung von Stromanwendungen
im Industriesektor und bei den Haushalten
zurückzuführen ist. In 2030 nähern sich
die Werte wieder an und der Strombedarf
liegt bei Laufzeitverlängerung nur knapp
unter dem Wert der Referenzprognose.
Durch die Zunahme der Stromnachfrage
steigt die Spitzenlast in der Variante mit
Laufzeitverlängerung von 80 GW in 2012
auf 82 GW in 2030 an und liegt damit in
2030 auf gleichem Niveau wie die der Referenzprognose.
Bei einer Laufzeitverlängerung kann die
Spitzenlast in 2012 vollständig durch den
einheimischen Kraftwerkspark gedeckt
werden, wobei durch den Weiterbetrieb
der Kernkraftwerke in den mittleren Perioden weniger Kraftwerksleistung zur Spitzenlastdeckung zugebaut werden muss als
in der Referenzprognose (Ra).
152
700
613
600
577
620
613
619
628
578
Leitungsverluste
und sonstige
Umwandlung
543
Nettostromverbrauch [TWh]
509
502
500
Verkehr
400
Haushalte
300
GHD
200
Industrie
100
0
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 5.10: Strombedarf in Deutschland in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Strombereitstellung
Die
Nettostrombereitstellung
in
Deutschland liegt bei einer Verlängerung
der Laufzeiten für Kernkraftwerke in 2012
6,6 TWh und 2,2 TWh in 2020 über der
Nettostrombereitstellung der Referenzprognose (Ra) (Abbildung 5.11). Bis 2030
nähern sich die Werte wieder an. Dabei
werden die Nettostromimporte deutlich
reduziert. In 2012 sind um 5,7 TWh, in
2020 um 23 TWh geringere Nettoimporte
zu verzeichnen. In 2030 differieren die
Werte nur noch um 0,1 TWh. Zu einer
Reduktion der Nettostromimporte aus
Frankreich kommt es vor allem in 2020
(6 TWh weniger im Vergleich zur Referenzprognose). Des Weiteren bewirken die
verlängerten Laufzeiten für Kernkraftwerke besonders in 2020 eine Verstärkung
der Nettoexporte in die Nachbarländer der
Alpenregion um knapp 5 TWh und nach
Polen um 13 TWh. Die Verlängerung der
Laufzeiten für Kernkraftwerke, die dadurch reduzierten Nettostromimportmen-
gen und die erhöhte Stromnachfrage haben eine Zunahme der inländischen Stromerzeugung bis einschließlich 2025 gegenüber der Referenzprognose zur Folge
(+12 TWh auf 616 TWh in 2012, +25 TWh
auf 598 TWh in 2020). In 2030 gleichen
sich die Werte wiederum an und liegen
nur noch um 2 TWh auseinander.
Eine Laufzeitverlängerung führt im Vergleich zur Referenzprognose bis 2020 zu
einer verringerten Stromerzeugung aus
Gas (-49 TWh in 2020) und Steinkohle
(-14 TWh in 2020). In 2030 kommt es
wieder zu einer Angleichung, wobei in der
Variante mit Laufzeitverlängerung Strommengen aus Gaskraftwerken (+28 TWh)
Strom aus Kohlen (-29 TWh) ersetzen.
Dabei werden überwiegend Kohle-CCSAnlagen bei Laufzeitverlängerung durch
GuD-Kraftwerke ersetzt. Der relativ geringe Erdgasanteil an der Stromerzeugung
bei Laufzeitverlängerung in 2020 (10 %
im Vergleich zu 19 % in der Referenz)
erhöht sich bis zum Jahr 2030 deutlich
153
rückfahren der Kernkraftwerke erfordern
würde, sind ebenso wenig stichhaltig:
Dass ein Zurückfahren der Kernkraftwerke
durchaus wirtschaftlich ist, zeigt das Beispiel Frankreich. Bei einem sehr hohen
Anteil der Kernkraft von nahezu 80 % an
der französischen Stromerzeugung, können Kernkraftwerke zwangsläufig nicht
ausschließlich zur Deckung der permanent
nötigen Grundlast eingesetzt werden.
Dass sich ein Weiterbetrieb der deutschen
Kernkraftwerke angesichts des zu erwartenden erheblichen Ausbaus der Windkraft
letztlich nicht lohnen würde, ist angesichts
der eindeutigen Favorisierung des Weiterbetriebs durch die Betreiber kaum anzunehmen. Demzufolge stehen verlängerte
Nutzungszeiten für Kernkraftwerke nicht
im Widerspruch zum weiteren Ausbau der
Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung.
und übersteigt mit dann 25 % den Anteil
in der Referenzprognose (21 %).
Technologien zur Nutzung Erneuerbarer
Energien erreichen einen Anteil am Bruttostromverbrauch von 27 % in 2020 und
bauen diesen auf 37 % in 2030 aus. Hier
zeigt sich, dass der Ausbau der Erneuerbaren Energien unabhängig von einem
Kernenergieausstieg bzw. der Laufzeitverlängerung stattfindet und den Werten der
Referenzprognose entspricht. Er ist praktisch ausschließlich von den Anreizen in
Form von Einspeisevergütungen abhängig,
die durch das Erneuerbare Energien Gesetz vorgegeben werden.
Argumente, Kernkraft und vor allem der
Ausbau der Windkraft könnten sich im
Wege stehen, indem der per Gesetz vorrangig einzuspeisende Windstrom ein −
vermeintlich nicht wirtschaftliches − Zu700
650
613
577
628
509
500
39%
Sonstige / Müll
nicht-ern.
36%
543
550
619
Stromimportsaldo
Sonstige
Erneuerbare
33%
502
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
600
613
620
578
42%
Biomasse / Müll
ern.
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
-3%
-50
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Steinkohle
Anteil
Erneuerbarer
Energien
Abbildung 5.11: Nettostrombereitstellung in Deutschland in der Variante mit Laufzeitverlängerung
(Rb)
Die im Umwandlungssektor anfallenden
Kohlendioxid-Emissionen reduzieren sich
gegenüber der Referenzprognose (Ra) um
10 Mio. t CO2 in 2012 auf 326 Mio. t CO2
154
und um 9 Mio. t CO2 auf 271 Mio. t CO2 in
2020. In 2030 sind die Emissionen nahezu
auf dem Niveau der Referenzprognose
(Ra). Die spezifischen Emissionen der
Stromerzeugung verringern sich von
434 kg CO2/MWh
in
2012
auf
358 kg CO2/MWh in 2020 und im weiteren
Verlauf auf 280 kg CO2/MWh.
Im europäischen Kontext führt eine
Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke
in Deutschland auf 40 Jahre zu vergleichsweise geringen gesamteuropäischen Reaktionen. Generell ändern sich die Stromaustauschsalden (Reduktion des deutschen Stromimportsaldos) und EU-weit
reduzieren sich die CO2-Preise (durch
mehr CO2-freien Strom aus Deutschland).
Insgesamt übertragen sich die Änderungen in Deutschland (mehr Strom aus
Kernkraft, weniger aus Gas und Kohle in
den mittleren Perioden; in 2030 höherer
Gaseinsatz, weniger Steinkohle-CCS) auf
das gesamteuropäische Bild. Da aber nur
geringe Änderungen der Strombereitstellung in den anderen Ländern durch die
deutsche Laufzeitverlängerung induziert
werden, kommt es bei europäischer Betrachtung nur zu leichten Änderungen
(Abbildung 5.12).
3145
3000
3181
3239
3345
3410
3496
3439
Sonstige / Müll
nicht-ern.
28%
24%
2880
2595
2470
20%
2000
16%
1500
12%
1000
8%
500
4%
Sonstige
Erneuerbare
3500
2500
Stromimportsaldo
32%
4000
Biomasse / Müll
ern.
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
Steinkohle
0%
0
1990
1995
2000
2005
2006
2012
2015
2020
2025
2030
Anteil
Erneuerbarer
Energien
Abbildung 5.12: Nettostrombereitstellung in der EU-27 in der Variante mit Laufzeitverlängerung
(Rb)
Kraftwerksleistung
Die Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke hat in Deutschland eine höhere installierte Nettoleistung in den Perioden
2012, 2015, und 2020 zur Folge
(Abbildung 5.13). Gegenüber der Referenzprognose sind zusätzlich 4 GW Nettoleistung in 2012 und in 2020 7 GW am
Netz verfügbar. Substitutionseffekte sind
primär für Erdgaskraftwerke zu verzeichnen, wobei besonders in den Perioden
2020 (2 GW) und 2025 (5 GW) Kapazitäten substituiert werden, die in der Referenzprognose zur Vorhaltung von Reserveleistung am Netz installiert sind. Dies
wird am Beispiel von erdgasbefeuerten
Gasturbinen deutlich, bei denen sich die
installierte Nettoleistung in 2025 um
4,9 GW unterscheidet. Es sind zudem
durch die Verlängerung der Laufzeiten der
155
Kernkraftwerke geringe Auswirkungen auf
den Zubau von Kraftwerken mit CO2-Abscheidung beobachtbar (2,4 GW weniger
kohlebefeuerte CCS-Kraftwerke bis 2030).
200
182
180
161
160
164
Sonstige
Erneuerbare
168
160
143
140
120
134
119
117
Solar
121
Wind
100
Wasserkraft
80
Kernenergie
60
Erdgas
40
Mineralöl
20
Braunkohle
0
Steinkohle
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 5.13: Nettoengpassleistung in Deutschland in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Kraftwerkszubau
Für die Darstellung des Kraftwerkszubaus werden 4 Zubauperioden unterschieden (Abbildung 5.14). Die bei einer Laufzeitverlängerung von 40 Jahren im Betrachtungszeitraum zugebaute Leistung
von 132 GW entspricht dem Wert der Referenzprognose. Allerdings kommt es
durch die Laufzeitverlängerung zu einer
zeitlichen Verschiebung der Ersatzinvestitionen. In den ersten drei Zubauperioden
liegt die kumulierte Zubauleistung 7 GW
unterhalb des Wertes der Referenzprogno-
se. Davon sind in erster Linie ErdgasKraftwerke betroffen (5,2 GW). Besonders
zwischen 2018 und 2027 bewirkt eine
Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
einen reduzierten Investitionsbedarf an
Erdgas-Gasturbinen (-4,8 GW). In der
Zubauperiode 2028-2032 übersteigt der
Kraftwerkszubau den Wert der Referenzprognose hingegen um 7 GW. Im Vergleich zur Referenzprognose werden in
dieser Periode überwiegend zusätzliche
GuD-Anlagen errichtet.
156
50
44
45
Biomasse /
Müll ern.
40
Nettozubauleistung [GW]
Sonstige /
Müll nichtern.
Sonstige
Erneuerbare
37
Solar
35
32
30
Wind
25
Wasserkraft
20
Kernenergie
19
Erdgas
15
Mineralöl
10
Braunkohle
5
Steinkohle
0
2013 - 2017
2018 - 2022
2023 - 2027
2028 - 2032
Abbildung 5.14: Zubaukapazitäten in Deutschland nach 2012 in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Generell führt die Laufzeitverlängerung
der Kernkraftwerke zu einem zusätzlichen
Angebot an günstigem Strom. Insbesondere in den mittleren Perioden 2015
und 2020 (mit hoher zusätzlicher Kernkraftkapazität bei Laufzeitverlängerung im
Vergleich zur Referenzprognose) konkurriert der KWK-Strom mit den zusätzlichen
Strommengen aus Kernkraftwerken. Dadurch reduziert sich vor allem in der Industrie der Anreiz zur Eigenproduktion in
industriellen (überwiegend gasgefeuerten)
KWK-Anlagen.
Die Stromerzeugung aus KWK-Anlagen
steigt gegenüber 2007 bis 2020 auf
101 TWh (bzw. um 33 %) sowie bis 2030
auf 116 TWh (bzw. um 52 %), bleibt da-
bei aber gerade mittelfristig hinter den
Werten der Referenz zurück (im Vergleich
zu 109 TWh in 2020 und 118 TWh in 2030
in der Referenzprognose). Das Erreichen
des
Ziels,
den
Anteil
der
KWKStromerzeugung bis 2020 auf 25 % zu
erhöhen, wird in der Variante mit Laufzeitverlängerung zusätzlich dadurch erschwert, dass die Nettostromerzeugung in
2020 insgesamt leicht höher liegt als in
der Referenzprognose. Der KWK-Anteil an
der Nettostromerzeugung kann bis 2020
daher auf 16,9 % (Referenzprognose
19,0 %), bis 2030 auf 19,5 % (Referenzprognose 19,8 %) gesteigert werden.
Wiederum kommt es also mit der Beendigung des Einsatzes der Kernenergie in
2029 zu einer deutlichen Annäherung an
die Referenzprognose in 2030.
157
140
30
Sonstige / Müll
nicht-ern.
116
25
108
101
KWK-Strom [TWh]
100
20
85
83
80
76
71
15
60
52
10
40
120
5
20
0
0
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
sonst. Gase
nicht-ern.
Biomasse / Müll
ern.
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
Steinkohle
Anteil KWK
2030
Abbildung 5.15: KWK-Stromerzeugung in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Der geringere Ausbau vor allem in 2015
und 2020 geht insbesondere zu Lasten
des Ausbaus an Erdgas-KWK-Anlagen.
Während sich in der Referenzprognose die
KWK-Stromerzeugung auf Basis von Erdgas von 43 TWh in 2007 auf 61 TWh in
2020 erhöht, erfolgt in der Variante mit
Laufzeitverlängerung nur eine Zunahme
auf 52 TWh (in 2030 liegt der Wert der
Referenzprognose bei 79 TWh gegenüber
77 TWh bei Laufzeitverlängerung). Die
Steigerung der Stromerzeugung in KWKAnlagen, die Biomasse oder erneuerbaren
Müll einsetzen, wird gemäß der unterstellten Vorgaben zur Umsetzung des EEG
jedoch nicht beeinträchtigt, so dass eben5.6
so wie in der Referenzprognose in 2020
15 TWh und in 2030 18 TWh Strom in
diesen Anlagen erzeugt werden.
Entsprechend der geringeren Stromerzeugung in KWK-Anlagen verringert sich
in der Variante mit Laufzeitverlängerung
auch die Fernwärmeerzeugung in KWKAnlagen in 2020. Während in der Referenzprognose 2020 319 PJ Fernwärme aus
KWK-Anlagen bereit gestellt werden, liegt
dieser Wert in der Variante mit Laufzeitverlängerung nur bei 310 PJ. Diese Verringerung geht wiederum hauptsächlich zu
Lasten von Erdgas.
In der Variante mit Laufzeitverlängerung verringert sich der Primärenergieverbrauch bis 2020 gegenüber 2007 um
11 % auf 12 502 PJ. Der Verbrauchsrückgang liegt damit etwas niedriger als in der
Referenzprognose, was vor allem mit dem
höheren Wirtschaftswachstum und der
energetischen Bewertung der Kernenergie
zusammenhängt. Der verlängerte Einsatz
der Kernenergie erfolgt in erster Linie auf
Kosten des Erdgases und der Kohlen, deren Einsatz 2020 um 11 % bzw. um 4 %
158
niedriger liegt als in der Referenzprognose. Die Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke hat hingegen keinen negativen
Effekt auf den Ausbau der Erneuerbaren
Energien. Bis 2030 sinkt der Primärenergieverbrauch auf 10 924 PJ und ist damit
geringfügig niedriger als in der Referenzprognose.
Die Laufzeitverlängerung geht einher
mit einer im Vergleich zur Referenzprognose zunächst geringeren Zunahme der
Energieproduktivität. Nach 2020 führen
die Investitionen in moderne Kraftwerkstechnik zu einer deutlichen Steigerung der
Energieproduktivität, so dass bis 2030
Primärenergieverbrauch insgesamt
Im Falle der Variante mit Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke
auf 40 Jahre ist der Primärenergieverbrauch in 2020 deutlich höher als in
der Referenzprognose bei Kernenergieausstieg. Insgesamt sinkt der Primärenergieverbrauch nur um 11 % bis 2020 gegenüber dem Jahr 2007 und liegt damit
um 524 PJ bzw. 4 % höher als in der Referenzprognose (Abbildung 5.16 und
Tabelle 5.3). Neben einem etwas höherem
Wirtschaftswachstum und einer höheren
inländischen Stromerzeugung kann dies
jedoch auch auf eine statistische Konvention zurückgeführt werden: bei der Verwendung des Wirkungsgradprinzips wird
bei der Bewertung der Kernenergie ein im
Vergleich zu fossilen Kraftwerken niedriger
Wirkungsgrad angesetzt, wodurch ein re-
etwa das Niveau der Referenzprognose erreicht wird.
Zur Bewertung des Energieversorgungsrisikos wird ein statistischer Indikator herangezogen, der alle zum Einsatz kommenden Energieträger berücksichtigt. Es
zeigt sich, dass sich das Versorgungsrisiko
in der Referenzprognose vor allem aufgrund eines Anstiegs des erdgasspezifischen Risikos deutlich erhöht. Im Gegensatz dazu bleibt das Versorgungsrisiko in
der Variante mit Laufzeitverlängerung bis
2020 nahezu unverändert, steigt danach
jedoch stark an.
lativ hoher Energieeinsatz in Kernkraftwerken resultiert. Der Primärenergieverbrauch an Kernkraft beträgt im Jahr
2020 noch 1 267 PJ und sinkt bis 2030 auf
null. Der erhöhte Einsatz von Kernenergie
geht im Jahr 2020 insbesondere zu Lasten
der Erdgasverstromung. So sinkt der Primärenergieverbrauch an Erdgas im Vergleich zur Referenzprognose in 2020 um
311 PJ auf 2 434 PJ. Des Weiteren kommt
es zu einem Rückgang des Verbrauchs an
Kohlen (-92 PJ bei Steinkohle bzw. -13 PJ
bei Braunkohle in 2020 gegenüber der
Referenzprognose). Der Ausbau der Erneuerbaren Energien sowie der Verbrauch
an Mineralöl sind hingegen von der verlängerten Nutzung der Kernenergie nicht
betroffen.
159
16000
14905
14269 14401 14465
Stromimport
14756
13993
13601
14000
13395
Müll (nicht-ern.)
12502
12000
11509
10924
10000
Sonst.
Erneuerbare
Wasser, Wind,
Solar
Kernenergie
8000
Erdgas
6000
Mineralöl
4000
Braunkohle
2000
Steinkohle
0
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 5.16: Primärenergieverbrauch in Deutschland nach Energieträgern in der Variante mit
Laufzeitverlängerung (Rb)
Tabelle 5.3:
Struktur des Primärenergieverbrauchs in Deutschland in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
PJ
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasser, Wind, Solar
Sonst. Erneuerbare
Müll (nicht-ern.)
Stromimport
Summe
2007
1990
1612
4701
3118
1533
217
757
133
-68
13993
2012
1678
1410
4681
2690
1839
354
824
137
-11
13601
2015
1625
1351
4636
2482
1791
410
892
137
71
13395
2020
1464
1259
4244
2434
1267
549
1093
138
53
12502
2025
873
1173
3996
2700
699
668
1112
138
150
11509
2030
939
1142
3896
2860
0
773
1054
139
122
10924
%
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasser, Wind, Solar
Sonst. Erneuerbare
Müll (nicht-ern.)
Stromimport
Summe
2007
14,2
11,5
33,6
22,3
11,0
1,5
5,4
1,0
-0,5
100,0
2012
12,3
10,4
34,4
19,8
13,5
2,6
6,1
1,0
-0,1
100,0
2015
12,1
10,1
34,6
18,5
13,4
3,1
6,7
1,0
0,5
100,0
2020
11,7
10,1
33,9
19,5
10,1
4,4
8,7
1,1
0,4
100,0
2025
7,6
10,2
34,7
23,5
6,1
5,8
9,7
1,2
1,3
100,0
2030
8,6
10,5
35,7
26,2
0,0
7,1
9,6
1,3
1,1
100,0
Unterschied
zu Ra in 2020
(%)
-5,9
-1,1
0,0
-11,3
406,6
0,4
0,3
0,0
-60,8
4,4
160
Bis 2030 erfolgt eine deutliche Reduktion
des
Primärenergieverbrauchs
auf
10 924 PJ. Damit liegt der Primärenergieverbrauch im Jahr 2030 sogar geringfügig
unter dem Niveau der Referenzprognose
(-97 PJ). Hier kommt insbesondere ein Effekt in der Stromerzeugung zum Tragen:
Zum Ersatz der rückläufigen Erzeugungskapazitäten aus Kernkraft werden in der
Variante mit Laufzeitverlängerung nach
2020 vor allem effiziente Erdgas-GuDKraftwerke zugebaut. In der Folge liegt der
Primärenergieverbrauch an Erdgas im Jahr
2030 um 170 PJ höher als in der Referenzprognose. Im Gegensatz dazu sinkt gegenüber der Referenzprognose der Einsatz von
Kohle in der Stromerzeugung, bei der in
der Regel ein niedrigerer Wirkungsgrad
erzielt wird. In 2030 beträgt der Primärenergieverbrauch an Kohlen 2 082 PJ
(-266 PJ gegenüber der Referenzprognose). Der Verbrauch an Mineralöl liegt hingegen im Jahr 2030 auf demselben Niveau
wie in der Referenzprognose.
Bilanz der Erneuerbaren Energien
am Primärenergieverbrauch nimmt in der
Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
von 974 PJ (7 %) in 2007 auf 1 642 PJ
(13 %) in 2020 sowie auf 1 826 PJ (17 %)
in 2030 zu. Der Einsatz der regenerativen
Energien kann demnach in der Variante
mit Laufzeitverlängerung auf gleiche Weise ausgeweitet werden wie in der Referenzprognose.
am
(einschließlich der Anteile, die sich aus der
Nutzung von regenerativ erzeugtem
Strom und Fernwärme ergeben) kann
ebenfalls kontinuierlich gesteigert werden,
von 801 PJ im Jahr 2007 auf 1 392 PJ im
Jahr 2020 und auf 1 614 PJ im Jahr 2030.
Somit werden in der Variante mit Laufzeitverlängerung, ähnlich wie in der Referenzprognose, im Jahr 2020 rund 16 %
sowie im Jahr 2030 gut 20 % des Endenergieverbrauchs
aus
Erneuerbaren
Energien gedeckt.
Es zeigt sich also, dass die Steigerung
des Einsatzes der Erneuerbaren Energien
durch eine Verlängerung der Laufzeiten
bestehender Kernkraftwerke in Deutschland nicht behindert wird. Dies ist vor allem darauf zurückzuführen, dass der Ausbau der Erneuerbaren Energien in
Deutschland durch eine Vielzahl von Fördermaßnahmen gestützt wird. So erfolgt
der Ausbau der Stromerzeugung auf Basis
Erneuerbarer Energien nicht marktgetrieben, sondern wird insbesondere durch die
Bestimmungen des EEGs getragen. Gleiches gilt etwa im Haushaltssektor für das
EEWärmeG. Die Ergebnisse der Energieprognose 2009 weisen daher nicht darauf
hin, dass zwischen der verlängerten Nutzung der Kernenergie und dem Ausbau
der Erneuerbaren Energien ein Konflikt
besteht.
Eine Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 40 Jahre bewirkt bis 2025
eine im Vergleich zur Referenzprognose
geringere Steigerung der Energieproduktivität (Abbildung 5.17). Ursächlich dafür
sind die unterschiedlichen Entwicklungen
im Stromerzeugungssektor. Beim Kernenergieausstieg werden die bis 2025 fehlenden Kraftwerkskapazitäten vor allem
durch gasbetriebene Kraftwerke ersetzt.
Diese weisen im Vergleich zu Kernkraftwerken einen höheren (statistischen) Wirkungsgrad auf. Daher ist der Primärenergieverbrauch in der Referenzprognose
zunächst niedriger als bei einer Laufzeitverlängerung, die Energieproduktivität
entsprechend höher. Ingesamt liegt die
jährliche Steigerungsrate der Energieproduktivität in Zeitraum von 2007 bis 2020
im Durchschnitt bei 1,83 % (im Vergleich
zu 2,14 % in der Referenzprognose).
Des Weiteren muss an dieser Stelle auf
eine Wechselwirkung, die zwischen der
Entwicklung des CO2-Preises und der Entwicklung der Energieproduktivität besteht,
hingewiesen werden. Infolge der zusätzlichen CO2-freien Strommengen aus Kernkraft verringert sich der Zertifikatspreis
innerhalb des europäischen Emissionshandelssystems bei Laufzeitverlängerung auf
40 Jahre bis 2020 merklich. Folglich reduziert sich in den vom Handelssystem betroffenen Sektoren der monetäre Anreiz,
in weniger emissionsintensive und energieeffizientere Technologien zu investieren. Dies führt zu einer geringeren Steigerung der Energieproduktivität im Vergleich
zur Referenzprognose.
Weiterhin unterscheidet sich in beiden
Varianten das BIP. Das erhöhte BIP in der
Variante mit Laufzeitverlängerung führt
tendenziell zu einer Steigerung der Energieproduktivität, jedoch gleicht der damit
einhergehende Anstieg des Energiebedarfs
aufgrund höherer industrieller Produktionsmengen und einer gestiegenen Verkehrsleistung diesen Effekt wieder aus.
Nach 2020 erfolgt in der Referenzprognose der Kraftwerkszubau vorwiegend in
Form von CCS-Kohlekraftwerken, bei denen der Prozess der CO2-Abscheidung den
Effiziengrad des Kraftwerks senkt. In der
Variante mit Laufzeitverlängerung werden
die nach 2020 wegfallenden Erzeugungskapazitäten aus Kernkraft vor allem durch
effiziente Erdgas-GuD-Kraftwerke ersetzt.
Daher wird bei einer Laufzeitverlängerung
im Jahr 2030 mehr Strom aus Erdgas und
weniger Strom aus Kohle erzeugt, als dies
in der Referenzprognose der Fall ist.
161
Die im Falle der Laufzeitverlängerung
zeitliche Verschiebung der Ersatzinvestitionen in Kraftwerkstechnik führt nach Auslaufen der Betriebszeiten der Kernkraftwerke zu einem Zubau von effizienter
Kraftwerkstechnik. Die Energieproduktivität nimmt daher bei einer Laufzeitverlängerung zwischen 2020 und 2030 um
2,32 % zu (gegenüber 1,82 % in der Referenzprognose). Über den gesamten Zeitraum 2007-2030 betrachtet steigt die
Energieproduktivität bei Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre jährlich um 2,05 % (in
der Referenzprognose: 2,00 % pro Jahr).
Im Jahr 2030 weist die Variante mit Laufzeitverlängerung damit eine geringfügig
höhere Energieproduktivität als die Referenzprognose auf.
Bezüglich der Zielerreichung einer Verdopplung der Energieproduktivität zwischen 1990 und 2020 lässt sich feststellen, dass auch in der Variante mit Laufzeitverlängerung das Ziel nicht erreicht
wird. Allerdings ist dabei das Zusammenspiel von Energieproduktivität und Emissionsreduktion (siehe unten) zu beachten.
Während sich bei Kernenergieausstieg die
Energieproduktivität im Vergleich mit
1990 bis 2020 um 83 % erhöht, liegt sie
bei der Variante mit Laufzeitverlängerung
(Rb) nur um 76 % über dem Basiswert
und damit unter der geforderten Steigerung von 100 %. In 2030 wird die 100%Marke jedoch in beiden Varianten deutlich
übertroffen und beläuft sich auf 119 %
(Ausstieg) bzw. 121 % (Verlängerung).
Da sich in Summe über alle Sektoren
die CO2-Emissionen in Deutschland jedoch
bei der Variante mit Laufzeitverlängerung
(Rb) im Jahr 2020 deutlich reduzieren
(-13 Mio. t bzw. -1,8 % in 2020 gegenüber der Referenzprognose) zeigt sich,
dass das Ziel einer Steigerung der Energieproduktivität nichts über die Erreichung
162
der Klimaziele aussagt. So weist die Variante mit Laufzeitverlängerung in den Sektoren außerhalb des Emissionshandels
ähnlich hohe Emissionsminderungen wie
die Referenzprognose auf. Eine deutliche
Minderung deutscher Emissionen findet im
Stromsektor statt, wird jedoch durch den
Zertifikatehandel mit steigenden Emissionen anderer EU-Staaten und Sektoren
kompensiert. In der Summe bleibt eine
vergleichbare Emissionsreduktion trotz der
Unterschiede in der Energieproduktivität
im Jahr 2020.
0,30
Energieproduktivität [Mrd. €2000/PJ]
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
1990 1995 2000 2005 2007
Ra
Rb
2012
Ra
Rb
2015
Ra
Rb
2020
Ra
Rb
2025
Ra
Rb
2030
Abbildung 5.17: Energieproduktivität in der Referenzprognose (Ra) und in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Energieversorgungsrisiko
Das Risiko der Versorgung Deutschlands
mit Energie wird hier auf Basis eines statistischen Indikators quantifiziert (zur
Konzeption und Berechnung des Indikators siehe Frondel, Schmidt 2009). Dieser
misst die Vulnerabilität eines Landes nicht
nur in Bezug auf einen einzelnen Energierohstoff, sondern hinsichtlich der gesamten Versorgung mit Energie, welche durch
Importe unterschiedlichster fossiler Brennstoffe gewährleistet wird.
Bei der Berechnung des Indikators finden sämtliche für Deutschland relevanten
Rohstoffe und Energietechnologien Berücksichtigung, sowohl die fossilen Energieträger wie Öl, Kohle und Gas als auch
die Erneuerbaren Energien inklusive der
Biokraftstoffe.
Die wesentlichen Größen, die zur empirischen Umsetzung des Indikators herangezogen werden, sind erstens die Importanteile der diversen Rohstoffexportländer,
zweitens die Wahrscheinlichkeiten, mit
denen in diesen Ländern mit Angebotsunterbrechungen zu rechnen ist und drittens
der jeweilige Anteil der inländischen Förderung eines Rohstoffs an dessen gesamten Angebot in Deutschland. Viertens werden die Anteile der unterschiedlichen
Energierohstoffe und –technologien am
Primärenergiemix berücksichtigt.
Darüber hinaus trägt der Indikator der
Tatsache Rechnung, dass etwa Unter-
brechungen der Öllieferungen eines Exportlandes mit solchen bei Gas korreliert
sein können. So ist der Iran als einer der
bedeutendsten Öl- wie auch Gasförderstaaten bekannt, sodass politische Konflikte mit dem Iran Knappheiten sowohl beim
Öl- wie auch Gasangebot zur Folge haben
können.
Auf Basis dieses Konzepts lassen sich
Überlegungen dazu anstellen, inwieweit
wesentliche Änderungen bei den Bezugsquellen der Energierohstoffe oder ein alTabelle 5.4:
163
ternativer Energiemix das Versorgungsrisiko eines Landes verändern würden.
Entsprechend lassen sich auch Projektionen der künftigen Entwicklung der Versorgungsrisiken
erstellen,
wenn
Annahmen über zukünftige Bezugsanteile
und den zu erwartenden Energiemix getroffen werden. Schließlich können auf
dieser Grundlage auch intertemporale und
internationale Vergleiche der Versorgungsrisiken von Ländern und Regionen angestellt werden.
Primärenergiemix und Versorgungsrisiko in Deutschland (Die Risikowerte beziehen
sich auf das Jahr 1980, für das der zugehörige Risikowert auf 100 gesetzt wurde.)
1980
1990
2000
2004
2007
Erdöl
40,8 %
35,3 %
38,3 %
35,9 %
33,9 %
Erdgas
14,2 %
15,4 %
20,9 %
22,6 %
22,5 %
Steinkohle
17,5 %
15,5 %
13,4 %
12,7 %
14,3 %
Kernkraft
4,0 %
11,2 %
12,9 %
12,5 %
11,1 %
21,7 %
20,6 %
11,3 %
11,9 %
11,6 %
Erneuerbare etc.
1,8 %
2,0 %
3,2 %
4,4 %
6,6 %
Summe
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
Versorgungsrisiko
100,0
109,8
196,8
270,9
268,2
Braunkohle
Die Anteile wurden auf Basis von IEA (2004d, 2006c, 2006d, 2008b) berechnet. Die Kategorie Erneuerbare etc.
beinhaltet u. a. Wasserkraft, Wind- und Solarenergie sowie z. B. Biomasse und erneuerbarer Restmüll.
Ausgehend von dem in Tabelle 5.4 dargestellten Primärenergiemix ergibt die
Berechnung42 des Indikators eine Erhöhung des Energieversorgungsrisikos um
rund 170 % seit 1980. Die statistisch ermittelte Tendenz für Deutschland wird
durch eine Vielzahl an stilisierten Fakten
qualitativ untermauert.
42
Grundlage der Berechnungen ist, dass Kernenergie, ebenso wie heimische Stein- und Braunkohle
sowie Erneuerbare Energien, als inländische
Energiequelle ohne Versorgungsrisiko aufgefasst
wurde. Diese Betrachtungsweise, die auch in der
internationalen Energiestatistik Usus ist, beruht
auf der Tatsache, dass Kernbrennstoffe in großen
Mengen über viele Jahre gelagert werden, bevor
sie in Kraftwerken eingesetzt werden.
So ist beispielsweise der Anteil der heimischen Förderung am inländischen Angebot sowohl bei der Steinkohle wie auch
bei Erdgas seit 1980 erheblich zurückgegangen.
Während
der
Steinkohlenverbrauch abnahm, stieg die inländische
Nachfrage nach Erdgas massiv an. Dies
erforderte eine deutliche Zunahme der
Gasimporte. Ebenso wie bei Erdöl stammen diese Importe mittlerweile zu großen
Teilen aus Russland. Im Jahr 1980 hingegen wurde die inländische Gasnachfrage
noch zu etwa einem Drittel durch die heimische Förderung gedeckt.
164
men und umso mehr vom statistisch ermittelten Indikator abweichen, je stärker
die künftigen Importe durch die wachsende Bedeutung von Flüssiggas (LNG) und
den geplanten Bau der Nabucco-Pipeline
diversifiziert werden (Infobox Gaspipelines
und LNG).
Es ist angesichts des geplanten Baus
der Ostseepipeline, die von Russland nach
Deutschland führt, davon auszugehen,
dass die Erdgasimporte aus Russland
künftig weiter zunehmen werden. Dies
erhöht das mit dem obigen Indikator gemessene statistische Versorgungsrisiko. In
Realität aber sollte die Versorgungssicherheit mit Gas eher steigen denn sinken, da an diesem Projekt zwei deutsche
Unternehmen beteiligt sind. Dieses Beispiel zeigt, dass die ermittelten statistischen Risikowerte hypothetischen Charakter haben und den Worst Case bzw. Extremfall beziffern.
Unter rein statistischen Gesichtspunkten
betrachtet weist Deutschland nach Italien
derzeitig das höchste Versorgungsrisiko
unter den G7-Staaten auf (Abbildung
5.18). Dies war nicht immer so: Im Jahr
1980 waren die Energieversorgungsrisiken
Frankreichs und Japans ungleich höher.
Doch während es diesen beiden Ländern
gelang, ihre Versorgungsrisiken zu senken, erhöhte sich das Risiko für Deutschland seither erheblich.
In der Praxis wird sich das tatsächliche
Versorgungsrisiko umso geringer ausneh600
500
400
300
200
100
0
1978
1983
Deutschland
1988
Kanada
1993
1998
Frankreich
UK
USA
2003
Japan
2008
Italien
Abbildung 5.18: Energieversorgungsrisiken der G7 Staaten (Deutschland 1980=100)
So konnte Frankreich den hohen Primärenergieanteil von Erdöl zwischen 1980
und 2007 von knapp 56 % auf rund 33 %
verringern (Tabelle 5.5). Im Gegenzug
wurde durch den massiven Zubau von
Kernkraftwerken der Anteil der Kernenergie von rund 8 % auf über 42 % erhöht.
Damit weist Frankreich unter allen G7-
Staaten den höchsten Anteil an Kernenergie im Primärenergiemix auf. Dies geht
einher mit einem relativ geringen Versorgungsrisiko Frankreichs, das kaum höher
ist als das der USA, Großbritanniens und
Kanadas, den ressourcenreichen G7Staaten.
Bei Umsetzung des von Deutschland beschlossenen Ausstiegs aus der Kernenergienutzung hätte die Kernkraft im
Tabelle 5.5:
165
Jahr 2020 nach der Referenzprognose
einen geringen Anteil von lediglich noch
2,1 % am Primärenergiemix (Tabelle 5.6).
Primärenergiemix und Versorgungsrisiko von Frankreich (Die Risikowerte sind in
Relation zu dem Risikowert Deutschlands für das Jahr 1980 zu sehen, welcher auf
100 gesetzt wurde.)
1980
1990
2000
2004
2007
Erdöl
55,9 %
38,4 %
33,9 %
33,5 %
32,9 %
Erdgas
11,2 %
11,4 %
13,9 %
14,6 %
14,3 %
Steinkohle
16,6 %
8,5 %
5,8 %
5,2 %
5,0 %
Kernkraft
8,2 %
36,0 %
42,0 %
42,5 %
42,7 %
Braunkohle
0,4 %
0,4 %
0,0 %
0,0 %
0,0 %
Erneuerbare etc.
7,7 %
5,3 %
4,4 %
4,2 %
5,1 %
Summe
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
Versorgungsrisiko
239,9
67,8
50,3
72,2
79,4
Die Anteile wurden auf Basis von IEA (2006c, 2004d, 2006d, 2008b) berechnet.
Tabelle 5.6:
Primärenergiemix und Versorgungsrisiko (1980:100) in der Referenzprognose bei
Kernenergieausstieg (Ra) (Die Risikowerte beziehen sich auf das Jahr 1980, für das
der zugehörige Risikowert auf 100 gesetzt wurde.)
Referenzprognose
2015
2020
2025
2030
Mineralöle
35,4%
35,4%
35,5%
35,4%
Gase
20,1%
22,9%
25,2%
24,4%
Steinkohle
13,6%
13,0%
10,0%
10,6%
Kernkraft
8,5%
2,1%
0,0%
0,0%
Braunkohle
10,5%
10,6%
10,8%
10,7%
Erneuerbare Energien
10,1%
13,7%
15,8%
16,5%
Übrige
1,8%
2,3%
2,8%
2,4%
Versorgungsrisiko
281,0
314,2
363,7
357,0
Eigene Berechnungen. Die Kategorie Erneuerbare beinhaltet u.a. Wasserkraft, Windund Solarenergie sowie z.B. Biomasse und erneuerbarer Restmüll.
Als Konsequenz des Handels mit CO2Zertifikaten und der vollständigen Versteigerung der Emissionsberechtigungen
im Stromerzeugungssektor ab 2013 wird
der Anteil des kohlenstoffarmen Erdgases
am Primärenergiemix zunehmen, wohingegen sich die Anteile von Braun- und
Steinkohle gegenüber heute verringern.
Trotz einer etwaigen Verdopplung des
Anteils der Erneuerbaren steigt das Versorgungsrisiko bis 2030 in der Referenzprognose massiv an, bei einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 40 Jah-
re steigt das Versorgungsrisiko in den
nächsten Jahren zunächst weniger stark
an, bevor es 2030 den Wert der Referenzprognose erreicht (Tabelle 5.7). Dass das
Versorgungsrisiko in der Referenzprognose deutlich steigt, hat zwei Hauptgründe: Erstens kann der Rückgang des Anteils der Kernenergie durch den deutlich
steigenden Beitrag der Erneuerbaren
Energien nicht vollkommen kompensiert
werden. Zweitens wird die heimische Gewinnung von Erdgas in zwei Jahrzehnten
nur noch einen geringen Beitrag zur Energieversorgung Deutschlands leisten. Vor
166
dem Hintergrund, dass die Importe aus
den Niederlanden und Norwegen rückläufig sein werden, kommt Importen aus
Russland künftig eine noch größere BeTabelle 5.7:
deutung zu. Risiko dämpfend wirkt hingegen, dass der absolute Verbrauch an Mineralöl bis 2030 deutlich bzw. an Erdgas
leicht abnehmen wird.
Primärenergiemix und Versorgungsrisiko in Deutschland (1980:100) in der Variante
mit Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke (Rb) (Die Risikowerte beziehen sich
auf das Jahr 1980, für das der zugehörige Risikowert auf 100 gesetzt wurde.)
Referenzprognose
Mineralöle
2015
34,6%
2020
33,9%
2025
34,7%
2030
35,7%
Gase
18,5%
19,5%
23,5%
26,2%
Steinkohle
12,1%
11,7%
7,6%
8,6%
Kernkraft
13,4%
10,1%
6,1%
0,0%
Braunkohle
10,1%
10,1%
10,2%
10,5%
9,7%
13,1%
15,5%
16,7%
Übrige
Versorgungsrisiko
1,6%
1,6%
2,4%
2,3%
252,9
261,5
324,4
369,4
Eigene Berechnungen. Die Kategorie Erneuerbare beinhaltet u.a. Wasserkraft, Windund Solarenergie sowie z.B. Biomasse und erneuerbarer Restmüll.
Infobox: Neue Gaspipelines und LNG
Das zu Sowjetzeiten installierte Gasnetzwerk in Russland und Osteuropa soll
um zusätzliche Pipelines nach Westeuropa
erweitert werden. Zu diesen zählt neben
South-Stream und Nabucco die Ostseepipeline. Diese auch Nord-Stream genannte
Pipeline beginnt in Sibirien und endet in
Greifswald, wo sie mit dem deutschen
Gasnetz verbunden wird.
Durch den geplanten Verlauf kann russisches Gas somit nach Westeuropa
transportiert werden, ohne dass Transitgebühren erhoben werden, wie es bei den
bestehenden Pipelines durch die Transitländer Ukraine, Weißrussland und Polen
der Fall ist. Damit sind auch keine solchen
Gasstreitigkeiten zu erwarten, wie sie
zwischen Russland und der Ukraine zur
Regelmäßigkeit zu werden scheinen und
zu Beginn eines jeden Jahres auch die
Versorgung Westeuropas beeinträchtigen.
Für die Sicherheit der Versorgung mit
Gas mittels Nord-Stream sorgt aus deut-
scher Perspektive, dass sie von einem
Joint-Venture betrieben wird, an dem die
deutschen Firmen Wintershall und E.ONRuhrgas 49 % der Anteile halten, während
Gazprom zu 51 % beteiligt ist (Götz
2005). Die Ostseepipeline wird von der
deutschen wie auch der russischen Regierung als Leuchtturmprojekt und Element
der angestrebten Energiepartnerschaft gesehen (Götz 2005).
Ab 2010 soll Nord-Stream vom westsibirischen
Jushno-Russkoje-Gasfeld
27,5 Mrd. m³ Gas pro Jahr transportieren.
Eine Erweiterung auf 55 Mrd. m³ pro Jahr
ist geplant (Götz 2005). Zum Vergleich:
Deutschlands Gasverbrauch betrug im Jahr
2007 etwa 100 Mrd. m³ (IEA 2009). Entsprechend würde eine vollständig ausgebaute Ostseepipeline etwa 55 % des
derzeit und künftig in Deutschland benötigten Erdgases bereitstellen.
Als weitere Alternative ist die NabuccoPipeline in Planung. Diese soll durch die
Transitstaaten Türkei, Bulgarien, Rumänien und Ungarn verlaufen und in Öster-
reich enden. Der Baubeginn ist für das
Jahr 2011 vorgesehen. Bei Fertigstellung
soll die Kapazität etwa 4,5 Mrd. m³ pro
Jahr betragen und später auf 13 Mrd. m³
ausgebaut werden. Durch diese Pipeline
könnte Gas aus dem Kaspischen Raum
oder dem Nahen Osten nach Europa
transportiert werden und somit zu einer
Diversifizierung der Gasbezugsquellen der
EU beitragen.
Der überwiegende Teil des aus dem
Kaspischen Raum zu exportierenden Erdgases soll aus Aserbaidschan stammen,
während Turkmenistan einen erheblich
geringeren Beitrag leisten würde (Götz
2007). Grund ist das bis 2028 laufende
Lieferabkommen zwischen Russland und
Turkmenistan, das Lieferungen nach
Russland vorsieht, die bis auf einen Umfang von 90 Mrd. m³ p.a. anwachsen
könnten.
Ein möglicher Mangel an zum Export zur
Verfügung stehenden Gases wird häufig
als Hindernis für den Bau von Nabucco
genannt. So wird berichtet, dass sich
Russland die Rechte für große Teile der
Förderung aus dem bedeutenden aserbeidschanischen
Gasfeld
Schah-Deniz
gesichert habe und dies daher für die Belieferung der Nabucco-Pipeline ausfällt.
Eine weitere Hürde stellen die von der
Türkei geforderten Transitgebühren in
Form von Gas dar, die bis zu einer Höhe
von 15 % des transportierten Gases ausmachen sollen und als entschieden zu
hoch zurückgewiesen wurden.
In Konkurrenz zu Nabucco steht die
vorgesehene South-Stream-Pipeline (Götz
2007), die mit einer geplanten Kapazität
zwischen 30 und 47 Mrd. m³ pro Jahr Gas
aus Südrussland unterseeisch nach Bulgarien transportieren soll. Von dort aus ist
ein Weitertransport eines Teils des Gases
167
über Serbien und Ungarn nach Österreich
geplant. Der andere Teil des Gases soll
über Griechenland und Italien nach Westeuropa gelangen. Mit der Fertigstellung
von South Stream könnten Ukraine und
Weißrussland ihren Status als wichtigste
Transitländer verlieren.
Für eine weitere Diversifizierung der
künftigen Importe könnte neben der Umsetzung von Nabucco die wachsende Bedeutung von verflüssigtem Erdgas (Liquefied Natural Gas, LNG) sorgen. In verflüssigtem Zustand kann Erdgas anstatt per
Pipeline via Tanker transportiert werden.
Diese Möglichkeit erhöht die Zahl der Bezugsquellen erheblich. So könnten künftig
Exportländer wie Katar, Indonesien oder
Malaysia an Bedeutung gewinnen, die bislang für Deutschland aufgrund der großen
Entfernung keine Rolle spielen. Derzeit
entfällt bereits ein Viertel des Welterdgashandels auf LNG.
Auf absehbare Zeit wird der weltweite
LNG-Markt jedoch ein Verkäufermarkt bleiben, da derzeit die weltweit vorhandenen
Regasifizierungskapazitäten die Verflüssigungskapazitäten ganz erheblich übertreffen. Allerdings rüsten Lieferländer wie
vor allem Katar und Nigeria ihre Verflüssigungskapazitäten stark auf.
Die Deutsche Flüssigerdgas Terminal
GmbH hat die Voraussetzungen für den
Bau eines Regasifizierungsterminals in
Wilhelmshaven geschaffen. Anstatt von
dieser Möglichkeit Gebrauch zu machen,
beteiligt sich der Energiekonzern E.ONRuhrgas mit fünf Prozent an dem niederländischen Regasifizierungsterminal Gate
in Rotterdam. Über das Terminal will E.ONRuhrgas jährlich drei Milliarden Kubikmeter
Gas einführen. Deutschland ist zudem an
einer Gasverflüssigungsanlage in Norwegen beteiligt.
168
5.7
Emissionen
In der Variante mit Laufzeitverlängerung wird bis 2020 eine Reduktion des
THG-Ausstoßes
in
Deutschland
um
35,5 % sowie bis 2030 um 44,5 % gegenüber dem Niveau von 1990 erzielt, im
Vergleich zu 34,2 % bzw. 44,0 % in der
Referenzprognose. Zusätzliche Emissionseinsparungen werden dabei vor allem im
Umwandlungssektor realisiert, welcher
über das EU-Emissionhandelssystem mit
anderen Sektoren und Staaten verknüpft
ist.
Die CO2-Emissionsminderung der deutschen Sektoren im ETS-Bereich beträgt
bis 2020 bezogen auf 2005 22 %. Damit
wird das europaweite Reduktionsziel von
21 % übertroffen, so dass deutsche Firmen weniger Emissionszertifikate zukaufen müssen. Auch die Senkung des CO2Ausstoßes im Nicht-ETS-Bereich liegt mit
23 %, ebenso wie in der Referenzprognose, für den Zeitraum von 2005 und 2020
deutlich über der nationalen Minderungsverpflichtung von 14 %.
CO2- und Treibhausgas-Emissionen
weise unterhalb der Vermeidungskosten
einzelner Branchen liegt.
Die Verlängerung der Laufzeit bestehender Kernkraftwerke bietet eine kostengünstige Möglichkeit Emissionseinsparungen zu realisieren. Insgesamt verringert
sich der THG-Ausstoß in Deutschland gegenüber dem Ausgangsniveau von 1990
bis 2020 um 35,5 % sowie bis 2030 um
44,5 % (Abbildung 5.19). Die Emissionen
liegen damit 2020 um knapp 14 Mio. t CO2
äqu.
(1,3 %-Punkte)
bzw.
um
4 Mio. t CO2 äqu. (0,4 %-Punkte) in 2030
niedriger als in der Referenzprognose. Die
im Stromerzeugungssektor eingesparten
Emissionen gehen in Form von Zertifikaten über den Emissionshandel an die übrigen am ETS beteiligten Sektoren, auch in
das europäische Ausland. Damit hat die
Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
einen dämpfenden Effekt auf die Entwicklung der CO2-Preise. Die niedrigeren Kosten für den Zukauf von Emissionszertifikaten verringern wiederum den Anreiz für
die vom europäischen Emissionshandelssystem betroffenen Sektoren zusätzliche
Vermeidungsmaßnahmen auf sich zu
nehmen, da der CO2-Preis nun möglicher-
Daraus resultiert auch eine von der Referenzprognose abweichende sektorale
Aufteilung der THG-Emissionen der ETSSektoren. Auf den Umwandlungssektor
entfallen zusätzliche Einsparungen, so
dass hier die Emissionsreduktion bezogen
auf 2007 bis 2025 192 Mio. t CO2 äqu.
(+21 Mio. t gegenüber der Referenzprognose (Ra)) beträgt. Bis 2030 nähern sich
die THG-Emissionen des Umwandlungssektors aufgrund der auslaufenden Kernenergienutzung dann wieder der Referenzprognose an.
Im Gegensatz dazu werden im Industriesektor in 2020 aufgrund des niedrigeren
Zertifikatspreises im Vergleich zur Referenzprognose weniger CO2-Emissionen
eingespart, wenn die abnehmenden Emissionen aus der industriellen Eigenstromerzeugung nicht mitberücksichtigt werden.
In den Sektoren Verkehr, Haushalte und
GHD bewirkt die Laufzeitverlängerung nur
geringe Veränderungen der THG-Emissionen gegenüber der Referenzprognose.
169
Treibhausgas-Emissionen [Mio. t CO 2 äqu.]
1200
Reduktion gg.
1990
1000
Diffuse
Emissionen aus
Brennstoffen
800
Verkehr (ohne
int. Luftverkehr)
600
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
400
Industrie
200
Umwandlung/
Erzeugung
0
1990 1995 2000 2005 2007
Ra
Rb
2012
Ra
Rb
2015
Ra
Rb
2020
Ra
Rb
2025
Ra
Rb
2030
Abbildung 5.19: Entwicklung der THG-Emissionen nach Emittentengruppen in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra)
Abbildung 5.20 gibt zudem Aufschluss
darüber, wie sich die Emissionsreduktion
in der Variante mit Laufzeitverlängerung
auf den ETS- sowie den Nicht-ETS-Bereich
aufteilt. In 2020 beträgt die Emissionsminderung in den vom europäischen
Emissionshandelssystem betroffenen Sektoren gegenüber 2005 22,1 %. Im Gegensatz zur Referenzprognose wird demnach
in Deutschland angesichts der zusätzlichen CO2-freien Strommengen aus Kernenergie das europaweite ETS-Reduktionsziel von 21 % übertroffen. Die freiwerdenden Zertifikate werden von Firmen im europäischen Ausland gekauft und verbraucht. Bis 2030 wird der CO2-Ausstoß
im deutschen ETS-Sektor gegenüber 2005
um
34,1 %
reduziert.
Die
CO2Einsparungen im Nicht-ETS-Bereich bewegen sich in der Variante mit Laufzeitverlängerung in einer ähnlichen Größenord-
nung wie in der Referenzprognose. Bis
2020 werden 23,1 % weniger CO2 emittiert als im Ausgangsjahr 2005. Das nationale Ziel einer Reduktion des Emissionsniveaus um 14 % gegenüber 2005 wird
klar übertroffen. Die Tatsache, dass die
Minderung geringfügig über dem entsprechenden Wert in der Referenzprognose
(22,8 %) liegt, ist darauf zurückzuführen,
dass in der Variante mit Laufzeitverlängerung im Nicht-ETS-Bereich, insbesondere
im Haushaltssektor und in den nicht vom
Emissionshandelssystem betroffenen Industriesektoren, der Energiebedarf zu einem größeren Teil aus strombasierten
Systemen auf Kosten des direkten Einsatzes fossiler Energieträger gedeckt wird.
Bis 2030 erreicht die Emissionsreduktion
in den Nicht-ETS-Sektoren 32,6 % gegenüber 2005.
170
40%
Reduktion CO2 Emissionen Deutschland [%]
37,2%
34,1%
35%
32,6%
28,8%
30%
25%
22,1%
ETSReduktion
(Basis 2005)
23,1%
20%
15,5%
15%
13,0%
Non-ETSReduktion
(Basis 2005)
14,3%
9,9%
10%
5%
0%
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 5.20: Reduktion der CO2-Emissionen in Deutschland im ETS- bzw. Nicht-ETS-Sektor in
der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
Sonstige Emissionen
niedrigeren Stromerzeugung aus Steinund Braunkohle. So liegen die energiebedingten NOx-Emissionen in der Variante
mit Laufzeitverlängerung im Jahr 2030
circa 0,1 % niedriger als in der Referenzprognose, die SO2-Emissionen um 6 %
und die Partikelemissionen um 3 %.
Auch die Emissionen der sonstigen betrachteten Luftschadstoffe können im
Zeitablauf in der Variante mit Laufzeitverlängerung in der Regel stärker gesenkt
werden als in der Referenzprognose. Hier
zeigen sich insbesondere die Effekte einer
Tabelle 5.8:
Entwicklung der Emissionen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb)
1990
Treibhausgase
CO2
Mio. t
CH4
Tsd. t
N2 O
Tsd. t
Mio. t CO2-Äqu.
Summe
2000
2005
2007
2012
2020
2030
1032
881
849
839
781
676
581
1536
1004
656
564
528
452
452
24,5
1072
21,5
909
20,4
870
21,0
857
19,8
798
18,4
692
17,8
596
4472
456
1607
3241
279
1227
3168
252
1120
2855
227
1031
2246
246
936
2141
240
871
Sonstige Luftschadstoffe
CO
NMVOC
NOx
Tsd. t
Tsd. t
Tsd. t
11480
2190
2710
SO2
Tsd. t
5146
523
424
400
369
291
200
Partikel (PM10 und PM2,5)
Tsd. t
-
178
152
147
90
68
54
Exkurs: Variante mit Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 60 Jahre
2010 und 2030. Dies stellt einen zusätzlichen BIP-Gewinn gegenüber der Variante
mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre zwischen 2010 und 2030 von kumuliert
173 Mrd. €2000 dar.
An dieser Stelle wird eine Variantenrechnung mit einer Laufzeitverlängerung
der Kernkraftwerke auf 60 Jahre (Rc) untersucht, um ein mögliches Spektrum aufzuspannen, in dem sich die Effekte auf
das Energiesystem im Falle einer Laufzeitverlängerung bewegen würden. 60 Jahre
stellen dabei in vielen Ländern, wie beispielsweise in den USA, die angestrebte
Laufzeit von Kernkraftwerken dar.
Bei einer Laufzeit der bestehenden
Kernkraftwerke in Deutschland von 60
Jahren beläuft sich die Strombereitstellung aus Kernenergie während des gesamten
Betrachtungszeitraumes
auf
160 TWh (Abbildung 5.21). Die erhöhte
Stromerzeugung aus Kernenergie geht
insbesondere zu Lasten der Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen. So liegt
die Erdgasverstromung im Jahr 2020 um
57 TWh (52 %) niedriger als in der Referenzprognose bzw. um 8 TWh (13 %)
niedriger als in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre. In 2030 beträgt die Abweichung zur Referenzprognose noch 36 TWh (30 %).
Von der Laufzeitverlängerung auf 60
Jahre gehen zusätzliche positive Effekte
auf die gesamtwirtschaftliche Entwicklung
aus. Das Bruttoinlandsprodukt (BIP) liegt
2020 um rund 0,6 % über dem der Referenzprognose, 2030 um rund 0,9 %. Dies
bedeutet eine kumulierte Steigerung des
BIP gegenüber der Referenzprognose um
295 Mrd. € in Preisen von 2000 zwischen
700
42%
Stromimportsaldo
650
39%
600
36%
Sonstige / Müll
nicht-ern.
550
33%
500
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
171
Sonstige
Erneuerbare
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
2012
2015
2020
2025
2030
Steinkohle
Rc
Ra
Rb
Rc
Ra
Rb
Rc
Ra
Rb
Rc
Ra
Rb
Rc
Ra
Rb
2007
2005
2000
1995
-3%
1990
-50
Anteil Erneuerbarer
Energien
Abbildung 5.21: Nettostrombereitstellung in der Variante „Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
auf 60 Jahre“ (Rc) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) und zur Variante mit
Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb)
172
Langfristig ist zudem eine deutliche Reduktion der Stromerzeugung aus Kohlen
zu beobachten. Gegenüber der Referenzprognose vermindert sich die Stromerzeugung aus Braunkohle im Jahr 2030 um
10 TWh (8 %), die aus Steinkohle um
46 TWh (54 %). Insgesamt entfallen damit
im Jahr 2030 38 % der Stromerzeugung
auf fossile Brennstoffe, im Vergleich zu
58 % in der Referenzprognose.
Betrieb bestehender Kernkraftwerke in
Deutschland keine abschwächenden Effekte
auf den Ausbau der Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung aus. Ebenso ergibt sich wie in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre im Ver-gleich
zur Referenzprognose eine etwas geringere
Ausweitung des KWK-Stroms. Im Jahr
2030 trägt KWK-Strom mit 16 % zur gesamten Stromerzeugung bei.
Insgesamt liegt die inländische Stromerzeugung im Jahr 2030 mit 663 TWh deutlich über dem Niveau der Referenzprognose und der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre. Neben der erhöhten Stromnachfrage ist dies vor allem
auf den starken Rückgang der Nettostromimporte zurückzuführen.
Die Merit-Order-Kurve für einen repräsentativen Wintertag in 2020 liegt aufgrund
der niedrigeren variablen Erzeugungskosten der Kernkraftwerke weiter rechts als in
der Referenzprognose (Abbildung 5.22).
Aufgrund der späteren Außerbetriebnahme
der Kernkraftwerke ergibt sich zudem auch
gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre eine Verschiebung der
Merit-Order-Kurve nach rechts.
Wie schon bei der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre beobachtet,
gehen auch hier von dem verlängerten
210
Ra
Rb
Rc
Grenzkosten [€2007/MWh]
180
150
120
90
60
30
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
Kapazitäten [GW]
Abbildung 5.22: Merit-Order-Kurve der thermischen Erzeugungskapazitäten in Deutschland an einem
repräsentativen Wintertag in 2020 für die Variante „Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 60 Jahre“ (Rc) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) und zur Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb)
Die Strompreise liegen in dieser Variante bis 2016 etwa auf dem gleichen Niveau wie in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Tabelle 5.9). Nach
2016 ist jedoch aufgrund der späteren
Außerbetriebnahme der Kernkraftwerke
ein Rückgang der Strompreise sowohl für
die privaten Haushalte als auch die Industriebetriebe zu beobachten. Im Jahr 2030
Tabelle 5.9:
unterscheiden sich die Großhandelspreise
für Strom um 9 €2007/MWh von der Referenzprognose. Der Strompreis liegt in 2030
bei den privaten Haushalten mit circa
209 €2007/MWh um 17 €2007/MWh, in der
Industrie mit 105 €2007/MWh um beinahe
13 €2007/MWh niedriger als in der Referenzprognose.
Entwicklung der ETS-Zertifikatspreise und der Strompreise in der Variante mit Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 60 Jahre (Rc) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) und zur Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb)
2007
ETS-Zertifikatspreis
173
€2007/t CO2
0,7
Ra
27,9
2012
40a (Rb)
25,8
Ra
30,3
2020
40a (Rb)
27,1
60a (Rc)
25,2
Ra
31,3
2030
40a (Rb)
31,6
60a (Rc)
21,2
Strom (Jahresdurchschnittspreise)
€2007/MWh
Großhandel (BASE)
€2007/MWh
Haushalte
38,0
49,8
46,8
54,3
48,5
45,4
50,0
46,3
41,0
206,4
226,5
220,6
233,6
218,0
211,8
226,0
226,1
208,8
€2007/MWh
103,0
111,1
106,7
118,9
110,0
105,4
117,9
117,9
105,4
Industrie
Die Entwicklung der Strompreise wirkt
sich wiederum auf den Nettostromverbrauch in den Endverbrauchssektoren aus
(Tabelle 5.10). So liegt die Stromnachfrage im gesamten Betrachtungszeitraum
merklich über dem Niveau der Referenzprognose. Während sich nach 2020 der
Strombedarf in der Variante mit LaufzeitTabelle 5.10:
TWh
Industrie
GHD
Haushalte
Verkehr
Leitungsverluste und
sonst. Umwandlung
Summe
verlängerung auf 40 Jahre wieder an das
Niveau der Referenzprognose angleicht,
erhöht sich die Differenz zwischen Variante
mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre und
Referenzprognose noch zusätzlich. Im Jahr
2030 liegt der Nettostromverbrauch in dieser Variante um 16 TWh höher als in der
Referenzprognose.
Nettostromverbrauch in der Variante mit Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
auf 40 Jahre (Rb) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) und zur Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc)
227
145
141
16
Ra
233
157
148
17
2012
40a (Rb)
233
157
153
17
60a (Rc)
233
157
154
17
Ra
232
155
153
20
2020
40a (Rb)
234
155
153
20
60a (Rc)
237
156
154
20
Ra
240
155
153
29
2030
40a (Rb)
240
153
154
29
60a (Rc)
248
156
159
29
49
578
51
606
52
612
52
612
51
611
51
613
52
619
52
630
51
628
54
646
2007
Der Endenergieverbrauch liegt in der
Jahre bis 2030 geringfügig höher als in der
Referenzprognose. Dies ist in erster Linie
auf den Industriesektor zurückzuführen.
Hier kommt zum einen das höhere Produktionsniveau zum Tragen. Zum anderen
besteht in dieser Variante aufgrund der
niedrigeren ETS-Zertifikatspreise ein ge-
ringerer Anreiz zur Invesitition in emissionsärmere sowie effizientere Technologien.
Dies erklärt auch den höheren Anteil an
Kohlen
am
industriellen
Endenergieverbrauch. Der Gasverbrauch sinkt hingegen gegenüber der Referenzprognose aufgrund des rückläufigen Einsatzes zur Wärmeerzeugung
in
industriellen
KWKAnlagen.
174
Während auch der Endenergieverbrauch
im Haushalts- sowie im Verkehrsektor in
2030 geringfügig höher liegt als in der
Referenzprognose, ergibt sich im GHDSektor ein leichter Verbrauchsrückgang.
Dies kann durch den höheren Anteil elektrischer Systeme an der Raumwärme- und
Warmwasserbereitstellung erklärt werden,
die über einen höheren Nutzungsgrad verfügen als fossil betriebene Systeme.
gerung auf 40 Jahre besteht ab 2020 eine
merkliche Diskrepanz. Das höhere Verbrauchsniveau kann auf mehrere Faktoren
zurückgeführt werden: die höhere Wirtschaftsleistung, die niedrigeren Stromimporte sowie die energetische Bewertung
der Kernenergie.
Bei Festlegung der Laufzeiten bestehender deutscher Kernkraftwerke auf 60 Jahre
liegt der Primärenergieverbrauch an Erdgas
im gesamten Betrachtungszeitraum niedriger als in der Referenzprognose, wohingegen es in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre nach 2020 zu einem
deutlichen Anstieg des Gasverbrauchs
kommt. Auch der Verbrauch an Kohlen reduziert sich gegenüber der Referenzprognose deutlich.
Beim Primärenergieverbrauch ist zwischen der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre und der Referenzprognose eine deutlich stärkere Differenz
festzustellten (Abbildung 5.23). So liegt
der Primärenergieverbrauch im Jahr 2020
um 7 % (882 PJ) im, Jahr 2030 um 8 %
(899 PJ) höher als in der Referenzprognose. Auch zur Variante mit Laufzeitverlän16000
Stromimport
14000
Müll (nicht-ern.)
12000
Sonst.
Erneuerbare
10000
Wasser, Wind,
Solar
8000
Kernenergie
6000
Erdgas
4000
Mineralöl
2000
Braunkohle
Steinkohle
2012
2015
2020
2025
Rc
Ra
Rb
Rc
Ra
Rb
Rc
Ra
Rb
Rc
Ra
Rb
Rc
Ra
Rb
2007
2006
2005
2000
1995
1990
0
2030
Abbildung 5.23: Primärenergieverbrauch in der Variante Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf
40 Jahre (Rc) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra) und zur Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rb)
am Primärenergieverbrauch
kann ebenso wie in der Referenzprognose deutlich gesteigert werden und liegt
2030 bei 15 %. Aufgrund des insgesamt
höheren Primärenergieverbrauchs können bei der Energieproduktivität nicht
die gleichen Steigerungsraten erzielt
werden wie in der Referenzprognose –
zwischen 2007 und 2030 liegt die jährliche Wachstumsrate im Durchschnitt bei
1,63 %.
Die
Treibhausgasemissionen
in
Deutschland reduzieren sich bei der hier
vorgenommenen Festlegung der Laufzeiten bestehender deutscher Kernkraftwerke auf 60 Jahre bis 2020 um 37 %
sowie bis 2030 um 49 % gegenüber
1990. Somit werden im Jahr 2030 in
dieser Variante in Deutschland circa
50 Mio. t CO2-Äquivalent weniger emittiert als in der Referenzprognose sowie
45 Mio. t CO2-Äquivalent weniger als in
der Variante mit Laufzeitverlängerung
auf 40 Jahre.
Exkurs: Kosten der Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
Eine Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 60 Jahre, entsprechend
der Entwicklung in zahlreichen anderen
westlichen Ländern (u. a. Schweden,
Finnland, USA und Niederlande) führt zu
Nachrüstungskosten. Die Kosten umfassen Anpassungen am nuklearen Teil,
fortlaufende sicherheitsbedingte Nachrüstungsmaßnahmen und Nachrüstungen am thermischen Teil des Kraftwerks.
Diese Kosten werden von den Anlagenbetreibern zum Teil auch den Betriebskosten zugerechnet und hängen stark
vom jeweiligen Anlagenzustand des einzelnen Kraftwerks ab.
175
Die höhere Verfügbarkeit CO2-freier
Strommengen aus Kernenergie hat einen
stark dämpfenden Effekt auf die Zertifikatspreise im Europäischen Emissionshandelssystem. Entsprechend steigen die Emissionen in anderen Sektoren des ETS an. Im
Jahr 2020 verringert sich der Zertifikatpreis
im Vergleich zur Referenzprognose um
5,1 €2007/t CO2 sowie um 1,9 €2007/t CO2
gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre. Während der Zertifikatspreis in der Referenzprognose sowie bei
Annahme einer Laufzeitverlängerung von
40 Jahren nach 2020 erneut ansteigt, ist
bei Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre ein
weiterer Rückgang auf circa 21 €2007/t CO2
zu beobachten.
Angesichts der niedrigeren CO2-Preise
und der längeren Nutzung der Kernenergie
verringert sich der Einsatz von Technologien zur CO2-Abscheidung und Speicherung merklich (-13 Mio. t CO2 gegenüber der Referenzprognose in 2030).
Im Rahmen einer Studie der Internationalen Atomenergie Organisation (IAEO) sind
Betreiber von Kernkraftwerken nach Art und
Kostenumfang von Nachrüstungen für eine
Verlängerung der technischen Nutzungsdauer der Anlagen befragt worden (IAEO
2002). Die Studie hat Kosten für Nachrüstungen in 12 Ländern ermittelt. Für die
meisten untersuchten Kraftwerke wird eine
Laufzeit von 60 Jahren angestrebt. Die ermittelten Kosten für die Nachrüstung gehen
weit auseinander, was nach Angaben der
IAEO mit der Unterschiedlichkeit an Einflussfaktoren, Kriterien und Bewertungsansätzen zusammenhängt. Die Bandbreite für
die Nachrüstungskosten für Leichtwasserreaktoren bewegt sich in einer Höhe von
176
120 US-$2002/kW bis 680 US-$2002/kW,
wobei in den Kostenangaben in Nähe der
Obergrenze der Austausch von Großkomponenten sowie des Turbinensatzes
angenommen wurde.
Diese Daten geben einen grundsätzlichen Überblick zu den Bandbreiten für
die Kosten der Nachrüstung, wenngleich
sie vorwiegend für Anlagen im kleineren
bis mittleren Leistungsbereich und nicht
einheitlich für eine Laufzeitverlängerung
von bestehenden Anlagen auf 60 Jahre
berechnet worden sind. Das Wuppertal
Institut schätzt die Kosten für die Nachrüstung von deutschen Kernkraftwerken
in Abhängigkeit von ihrer Leistung zwischen 320 €2007/kW und 480 €2007/kW
ein (Wuppertal/Öko-Institut 2000).
Da eine allgemeine Angabe für die
Nachrüstungskosten von Kernkraftwerken nicht einheitlich getroffen werden
kann (PROGNOS 2008) und die Kosten
neben den gegebenen Sicherheitsbedin5.8
Energie- und klimapolitische Ziele
Die nach den energieund klimapolitischen Zielen avisierten Anteile der Erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch, in der Wärme- und Stromerzeugung sowie bei den Biokraftstoffen
werden sowohl in der Referenzprognose
als auch in den Varianten entweder erreicht oder nur geringfügig unterschritten
(Abbildung 5.24). Auch die im KyotoProtokoll für die Jahre 2008 bis 2012 vorgesehene nationale Treibhausgas-Reduktionsverpflichtung in Höhe von 21 % gegenüber 1990 wird 2012 mit einer Minderung um 24,5 % in der Referenzprognose
bzw. 25,5 % in den Varianten mit Laufzeitverlängerung deutlich übertroffen.
gungen entscheidend von dem politischen
und gesellschaftlichen Umfeld abhängen,
werden für die deutschen Kernkraftwerke
spezifische
Nachrüstungskosten
von
500 €2007 je kW für die alten Siedewasserreaktoren, sowie 340 €2007 je kW für die alten Druckwasserreaktoren und neuen Siedewasserreaktoren unterstellt. Für die
Anlagen wird von einer technischen Nutzungsdauer von 40 Jahren ausgegangen;
Darüber hinaus fallen die Kosten für die
Nachrüstung an. Die fortgeschrittenen technischen Auslegungsmerkmale der Druckwasserreaktoren der neueren Generation
führen dazu, dass neben den laufenden Betriebskosten weitere Investitionskosten in
einer Höhe von 80 €2007/kW vom Betreiber
aufgewendet werden müssen, um diese Anlagen 60 Jahre nutzen zu können. Bei diesen Nachrüstungsmaßnahmen wurden keine
damit einhergehenden Leistungserhöhungen
und keine längeren Stillstände der Anlagen
im Rahmen der Energieprognose 2009 berücksichtigt.
Nicht erreicht werden hingegen die nationale Zielvorgabe eines Anteils von 25 %
der Kraft-Wärme-Kopplung an der Stromerzeugung bis 2020 sowie die Verdopplung der Energieproduktivität bis zum selben Jahr. Die Vorgaben der Energieeffizienzrichtlinie der EU, zwischen 2008 und
2016 den Endenergieverbrauch um 9 %
zu senken, werden eingehalten, insbesondere weil Deutschland frühzeitig Maßnahmen zur effizienten Verwendung von
Energie ergriffen hat: Die seit 1995 erzielten Endenergieeinsparungen finden im
Rahmen der „Early-Action-Regelung“ Berücksichtigung. Mit der vereinbarten „Verdopplung der Energieproduktivität“ zwischen 1990 und 2020 ist dennoch erst ab
etwa 2025 zu rechnen. Allerdings ist das
angestrebte Verdopplungsziel sehr ambitioniert und setzt für die Zeit von 2005 bis
2020 eine jährliche Steigerung der Energieproduktivität von rund 3 % voraus.
Zum Vergleich: Von 1990 bis einschließlich 2008 betrug die jährliche Steigerung
GesamtEnergiesystem
Stromerzeugung
177
im Schnitt lediglich 1,84 %, trotz der begünstigenden Effekte der Wiedervereinigung für die Energieeffizienz.
Verkehr
Nachfrage
60%
140%
120%
50%
100%
Ra
40%
80%
Rb (40a)
30%
Rc (60a)
60%
20%
Ziel
40%
10%
20%
0%
0%
THGReduktion
Energie aus Strom aus KWK
Strom aus
erneuerbaren
Erneuerbaren
Quellen
Energien
Biokraftstoff44
anteil
EndenergieReduktion
Abbildung 5.24: Vergleich energieund klimapolitischer Ziele mit den Entwicklungen in der Referenzprognose bei Kernenergieausstieg (Ra) und in den Varianten mit Laufzeitverlängerung (Rb, Rc)
43
43
Ziel ist, im Jahr 2020 durch den Einsatz von Biokraftstoffen eine Reduktion des Treibhausgasausstoßes um 7 % zu erreichen. Der angegebene
Zielwert eines Biokraftstoffanteils von 10,5 % am
Gesamtabsatz aller Otto- und Dieselkraftstoffe
ergibt sich, wenn die bei Anbau und Herstellung
der Biokraftstoffe entstehenden Treibhausgasemissionen mit eingerechnet werden.
178
6
Im Folgenden werden die Ergebnisse
von Sensitivitätsanalysen vorgestellt. In
diesen wurden in den Simulationsrechnungen einzelne Parameter variiert, um
die Auswirkungen der Veränderung zentraler Einflussgrößen aufzuzeigen. Dazu
wurde jeweils eine der folgenden Einflussgrößen in substantieller Weise verändert:
wirtschaftliche Entwicklung, das Niveau
der Energiepreise, die Formulierung von
Klimaschutzzielen und die Bevölkerungsentwicklung.
Im Einzelnen wurden sechs Sensitivitäten berechnet: S1 „Wirtschaftswachstum
– die Krise dauert länger“, S2a „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“, S2d „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“, S3a
„Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“, S3d „Verstärkter Klimaschutz
bei Laufzeitverlängerung“, S4 „Niedrigere
Bevölkerungsentwicklung“. Für die Sensitivitätsanalysen mit Laufzeitverlängerung
wurde die Betriebszeit aller europäischen
Kernkraftwerke auf 60 Jahre fixiert, da
hier die größten Abweichungen gegenüber
der Referenzentwicklung zu erwarten sind.
Die Gegenüberstellung erfolgt mit einer
zusätzlichen Variante (Rd), in der ebenfalls die Laufzeit aller europäischen Kernkraftwerke 60 Jahre beträgt. Die Annahmen und die Ergebnisse werden im Folgenden kurz erläutert. Insbesondere wird
auf die Frage eingegangen, in wie weit die
energieund klimapolitischen Ziele unter
den
veränderten Rahmenbedingungen
erreicht werden können.
Die Sensitivität S1 „Wirtschaftswachstum – die Krise dauert länger“
beschreibt ein pessimistisches Szenario
der weltwirtschaftlichen Entwicklung. Die
gegenwärtige globale Rezession (Abschnitt
3.3) dauert bis 2015 an, erst danach findet die Weltwirtschaft auf einen Wachstumspfad zurück. Für Deutschland folgen
aus dieser Entwicklung eine Strukturkrise
und hohe Beschäftigungsverluste, vor allem im Dienstleistungssektor. Die Sensitivitätsanalyse zeigt, dass auch der Energiesektor von den Auswirkungen der Krise
betroffen ist: die Energienachfrage sinkt
deutlich, vor allem in der Industrie und im
Verkehrssektor. Dies führt zu einer Senkung des Endenergieverbrauchs um 6,5 %
in 2020 und um 7,2 % in 2030 gegenüber
der Referenzprognose, für die die Sektoren Industrie und Verkehr zu 80 % in
2020 bzw. 72 % in 2030 verantwortlich
sind. Entsprechend sinkt auch die Stromerzeugung – und in der Folge verschiebt
sich der Energiemix hin zu mehr Steinund Braunkohle. Dies spiegelt die stärkere
Verfügbarkeit
der
Emissionszertifikate
wieder, die in der Krise weniger nachgefragt werden. Der Primärenergieverbrauch
im Krisenszenario schließlich liegt in 2020
um 4,7 %, in 2030 um 5,9 % unter dem
Referenzszenario (Abbildung 6.1).
Die Sensitivitätsrechnungen S2a
„Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ und S2d „Hohe Ölpreise bei
Laufzeitverlängerung“ entwerfen das
Szenario hoher Öl- und Energieträgerpreise (Abschnitt 3.4 und Tabelle 3.6). Im
Falle von S2a wird dabei wie in der Referenzprognose von einem Kernenergieausstieg in Deutschland ausgegangen, im
Falle von S2d von einer Laufzeitverlängerung der europäischen Kernkraftwerke auf
60 Jahre wie in der entsprechenden Variantenrechnung. Hohe Rohölpreise dominierten die Schlagzeilen vor Ausbruch der
weltweiten Finanz- und Wirtschaftskrise,
bevor sie Mitte 2008 wieder fielen. Derzeit
gibt es keine direkten Anzeichen für eine
vergleichbare Hausse, die beiden Sensitivitäten zeigen jedoch, welche Folgen eine
solche Entwicklung hätte. Die höheren
Kosten im Energiesystem würden sich laut
den Rechnungen auf die allgemeine Wirtschaftsleistung auswirken: In der Ausstiegssensitivität S2a liegt das BIP in 2020
fast 1,3 % unter dem der Referenzprognose (2030: ca. 0,9 %), der Vergleich der
Sensitivität
mit
(S2d) und der zugehörigen Variantenrechnung ergibt einen ähnlichen Rückgang
des BIPs. Gegenüber der Referenzprognose allerdings fällt der Rückgang der Wirtschaftsleistung in der Sensitivität S2d
„Hohe Rohölpreise mit Laufzeitverlängerung“ geringer aus – die makroökonomischen Kosten halbieren sich auf nur 0,6 %
des BIPs. Die hohen Energieträgerpreise
wirken sich direkt auf den Endenergieverbrauch aus – in der Sensitivität S2a
geht er um 1,1 % in 2020 (2030: 2,3 %)
zurück, in Sensitivität S2d um 1,3 % in
2020 (2030: 1,9 %). In beiden Fällen geht
der Verbrauchsrückgang vor allem auf die
Sektoren Industrie und Verkehr zurück,
bei den privaten Haushalten zeigen die
Sensitivitäten angesichts der hohen Energieträgerpreise vor allem technologische
Effizienzverbesserungen an. Die Stromerzeugung nimmt in beiden Sensitivitäten
entsprechend des Nachfragerückgangs
ebenfalls ab. In der Sensitivität S2a mit
Kernenergieausstieg sinkt der Anteil der
Stromerzeugung aus Erdgas, der Anteil
aus Steinkohle nimmt zwischenzeitlich zu.
Hingegen betreffen die Veränderungen der
Erzeugung im Falle von Sensitivität S2d
fast ausschließlich Erdgaskraftwerke, deren Produktion deutlich zurückgeht. Die
hohen Energiepreise zeigen sich auch in
einem
verringerten
Primärenergieverbrauch: In der Ausstiegssensitivität S2a
sinkt dieser gegenüber der Referenzprognose um 1,5 % in 2020 (2030: 2,7 %), in
der Sensitivität S2d mit Laufzeitverlängerung um 1,1 % in 2020 (2030: 1,4 %)
gegenüber der entsprechenden Variantenrechnung (Abbildung 6.1).
179
Ein strikteres Klimaschutzregime analysieren die Sensitivitäten S3a „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ und S3d „Verstärkter Klimaschutz bei Laufzeitverlängerung“. Wie
zuvor wird zwischen einem Szenario mit
Ausstieg aus der Kernenergie (S3a) und
einem mit Laufzeitverlängerung in Europa
auf 60 Jahre (S3d) unterschieden. Eine
solche Entwicklung mit ambitionierten,
verbindlichen
Emissionsreduktionszielen
weltweit könnte eintreten, wenn es in den
nächsten Jahren zu einem Durchbruch bei
den internationalen Klimaschutzverhandlungen käme. Die Emissionsminderungen
hemmen die Wirtschaftsleistung, andererseits führt die internationale Kooperation
im Klimaschutz auch zu Effizienzgewinnen.
Für Deutschland zeigt sich in der Bilanz
jedoch ein niedrigeres BIP: In der Sensitivität S3a mit Kernenergieausstieg liegt es
in 2020 um 1,1 % unter der Referenzprognose Ra (2030: 3,1 %), in der Sensitivität S3d mit Laufzeitverlängerung um
1 % in 2020 (2030: 3,1 %) gegenüber
der Variantenrechnung.
Der Endenergieverbrauch kann in den
Sensitivitäten mit verstärktem Klimaschutz (S3a und S3d) angesichts der ambitionierten Klimapolitik deutlich gesenkt
werden, was vor allem auch auf Effizienzverbesserungen zurückzuführen ist. Der
Vergleich von Sensitivität S3a mit der Referenzprognose Ra zeigt eine Verringerung
des Endenergieverbrauchs um 2 % in
2020 und sogar 7 % in 2030. Die entsprechende Verringerung im Vergleich der
Sensitivität S3d mit Laufzeitverlängerung
mit der Variantenrechnung lautet 2 % in
2020 und 6 % in 2030. Die Stromerzeugung sinkt in den Sensitivitäten S3a und
S3d gegenüber der Referenz und der entsprechenden Variante mit Laufzeitverlängerung nur leicht ab. Im Falle des Kernenergieausstiegs führt die verstärkte Kli-
180
zweigen zur Folge hat. Die Zahl der Erwerbstätigen im Bereich Gewerbe, Handel
und Dienstleistungen (GHD) sinkt langfristig signifikant. Auch ist ein Rückgang in
der Güter- sowie der Personenverkehrsleistung zu verzeichnen. Als Konsequenz
der flacheren Bevölkerungswachstumskurve zeigt die Sensitivitätsanalyse auch
eine deutliche Senkung des Endenergieverbrauchs auf, der im Jahr 2030 ca. 2 %
unter dem der Referenzprognose liegt.
Dies ist vor allem auf die Rückgänge in
den Nachfragesektoren Haushalte und
GHD zurückzuführen. In beiden Bereichen
werden im Szenario „Bevölkerungsrückgang“ (S4) vermehrt Mineralölprodukte
eingesetzt,
wohingegen
der
Stromverbrauch reduziert wird. Die Primärenergienachfrage im Jahr 2030 liegt fast 2 %
unter der entsprechenden Nachfrage des
Referenzszenarios (Ra) (Abbildung 6.1).
mapolitik zu einer vermehrten Stromerzeugung aus Erdgas, im Falle der Laufzeitverlängerung aus Braunkohle, wobei
hier die CCS Technologie zum Einsatz
kommt. Der Primärenergieverbrauch geht
bei
verstärktem
Klimaschutz
zurück
(Abbildung 6.1): In der Sensitivität S3a
um 2 % in 2020 gegenüber der Referenzprognose Ra (2030: 6 %), in der Sensitivität S3d um 1 % in 2020 gegenüber der
zugehörigen Variante (2030: 4 %).
Die Sensitivität S4 „Niedrigere Bevölkerungsentwicklung“ geht von einer
negativen Entwicklung des Bevölkerungswachstums
in
der
Bundesrepublik
Deutschland aus. Im Vergleich zur Referenzprognose erfolgt bis 2020 ein Bevölkerungsrückgang um 1,6 Mio. und bis
2030 um 3,1 Mio., was eine geringere
Bruttowertschöpfung in allen Wirtschafts14000
Stromimport
12000
Müll (nicht-ern.)
10000
Sonst.
Erneuerbare
Wasser, Wind,
Solar
8000
Kernenergie
6000
Erdgas
4000
Mineralöl
Braunkohle
2000
Steinkohle
0
Ra
Rd
S1
S2a
S2d
2020
Abbildung 6.1:
S3a
S3d
S4
Ra
Rd
S1
S2a
S2d
S3a
S3d
S4
2030
Primärenergieverbrauch der Jahre 2020 und 2030 in den Sensitivitätsanalysen
181
In Abbildung 6.2 sind die Ergebnisse der
hinsichtlich
ihrer
Erreichung von energieund klimapolitiGesamtEnergiesystem
Stromerzeugung
schen Zielen, die auf europäischen oder
nationalen politischen Zielsetzungen beruhen, vergleichend gegenübergestellt.
Verkehr
Nachfrage
60%
140%
S4
S3d
S3a
S2d
S2a
S1
60%
Rd
Ra
40%
Ziel
120%
50%
100%
40%
80%
30%
20%
10%
20%
0%
0%
CO2Reduktion
Abbildung 6.2:
Strom aus
Energie aus Strom aus KWK
Erneuerbaren
erneuerbaren
Energien
Quellen
Biokraftstoffanteil 44
EndenergieReduktion
Erreichung energieund klimapolitischer Ziele in den Sensitivitätsanalysen in 2020
Die CO2-Emissionen sinken bis zum
Jahr 2020 in allen Sensitivitäten zwischen
34 % und 38 % bezogen auf 1990. In den
Sensitivitäten mit Laufzeitverlängerung
liegt die Reduktion jeweils etwa 3 %Punkte höher als in den entsprechenden
Sensitivitäten mit Kernenergieausstieg. In
den Sensitivitäten, die einen verstärkten
Klimaschutz unterstellen (S3a und S3d),
wird im Einklang mit den EU 2020 Zielen
eine Emissionsreduktion von 30 % in der
EU angenommen. Das weitergehende Ziel
einer nationalen Minderung um 40 % bis
2020 aus dem IEKP der Bundesregierung
wird dabei mit einer Minderung um 35 %
im Fall des Kernenergieausstiegs und um
38 % im Fall der Laufzeitverlängerung
verfehlt.44
Aufgrund der verstärkten Klimaschutzvorgaben wird in 2030 die höchste Emissionsminderung unter allen Szenarien mit
gut 62 % (ggü. Kyoto-Basis) in der Sensitivität bei Laufzeitverlängerung (S3d) erzielt. Wie auch in 2020 weisen alle Sensitivitäten in 2030 eine höhere Emissionsminderung als die Referenzprognose auf.
Der Anteil Erneuerbarer Energien am
Endenergieverbrauch ändert sich zwischen
44
Ziel ist, im Jahr 2020 durch den Einsatz von Biokraftstoffen eine Reduktion des Treibhausgasausstoßes um 7 % zu erreichen. Der angegebene
Zielwert eines Biokraftstoffanteils von 10,5 % am
Gesamtabsatz aller Otto- und Dieselkraftstoffe
ergibt sich, wenn die bei Anbau und Herstellung
der Biokraftstoffe entstehenden Treibhausgasemissionen mit eingerechnet werden.
182
den betrachteten Sensitivitäten nur geringfügig. Die unterschiedlichen Anreize
durch höhere fossile Energiepreise bzw.
strengere Klimaschutzziele sind nicht ausreichend, um den Anteil Erneuerbarer
Energien am Endenergieverbrauch in
Deutschland insgesamt deutlich zu erhöhen. Wirksam sind vielmehr die in allen
Sensitivitäten gleichen Investitionsfördermaßnahmen wie das EEG. Entsprechend
stellt sich die Situation beim Anteil erneuerbarer Energieträger an der Stromversorgung dar. Auch hier fallen die Unterschiede zwischen den Sensitivitäten und
der Referenzprognose bzw. der zugehörigen Variante mit Laufzeitverlängerung nur
gering aus. Aufgrund des geringeren Wirtschaftswachstums und der daraus ebenfalls geringeren Stromnachfrage ist der
relative Anteil der Stromerzeugung aus
Erneuerbaren Energien in der Sensitivität
S1 (Verlängerte Krise) mit 38 % in 2030
am höchsten.
Hinsichtlich des Ziels einer Verdopplung
des KWK-Anteils an der Stromerzeugung
führen die betrachteten Sensitivitäten zu
einem geringeren KWK-Stromanteil als in
der Referenzprognose (Ra) - mit Ausnahme der Sensitivität S4 (niedrigere Bevölkerungsentwicklung), in der der KWKStromanteil geringfügig höher als in den
beiden Referenzvarianten ausfällt. Das
Ziel einer Verdopplung auf 25 % in 2020
wird in keinem Szenario erreicht. Der
niedrigste Anteil ist mit etwa 14 % in
2020 in den Sensitivitäten S2d und S3d
festzustellen, die eine Laufzeitverlängerung unterstellen: die erhöhte Stromerzeugung aus Kernkraftwerken führt zu
einer teilweisen Verdrängung der Stromerzeugung in KWK-Anlagen. Auch unter
den Bedingungen eines verstärkten Klimaschutzes ist in den Sensitivitäten S3a
und S3d kein Anstieg des KWK-Stromanteils zu beobachten, da die verglichen
mit der Referenzprognose strengeren Minderungsziele den Einsatz von Kraftwerken
mit CO2-Abscheidung, insbesondere auf
Braunkohlebasis, gegenüber KWK-Anlagen
begünstigen.
In allen Sensitivitäten erfolgt eine deutliche Steigerung der Energieeffizienz.
Die auf den Endenergieverbrauch bezogenen Vorgaben der Energieeffizienzrichtlinie
der EU für 2016 werden -nicht zuletzt
Dank der bereits erbrachten Einsparungen
im Rahmen der Early Action Maßnahmenin allen Sensitivitäten bereits 2012 erreicht. Die stärkste Reduktion des Primärenergieverbrauchs ist in der Sensitivität
S1 (Wirtschaftskrise) zu beobachten, zusammen mit einer Minderung des Endenergieverbrauchs um 20 % bis 2020.
Dies ist jedoch auch diejenige Sensitivität,
die
im
Hinblick
auf
die
Energieproduktivität innerhalb der Gruppe der
Sensitivitäten mit Kernenergieausstieg am
schlechtesten abschneidet, da aufgrund
des niedrigeren Wirtschaftswachstums
auch die notwendigen Anreize zur CO2Minderung geringer sind und somit auch
die Anstrengungen zur Steigerung der
Energieeffizienz niedriger ausfallen. Stärkere Anreize zur Steigerung der Energieproduktivität sind tendenziell in den Sensitivitäten mit Kernenergieausstieg gegeben.
Resümee
7
183
Resümee
Die in der Referenzprognose skizzierte
Entwicklung ist gekennzeichnet durch einen beinahe kontinuierlich sinkenden Primärenergieverbrauch. Mit dem rückläufigen Verbrauch fossiler Energieträger geht
eine Reduktion der CO2-Emissionen einher. Das im Rahmen des Kyoto-Protokolls
für Deutschland gesetzte Ziel, den Treibhausgas-Ausstoß bis 2012 um 21 % gegenüber 1990 zu reduzieren, wird mit
knapp 25 % deutlich übertroffen.
Bis
2030
ist
eine
Treibhausgasemissionsminderung um rund 44 % gegenüber 1990 zu erwarten, nicht zuletzt
weil die Abscheidung von CO2 nach 2020
große Bedeutung erlangt, vor allem bei
Braunkohlekraftwerken. Dies ist mit ein
Grund dafür, dass der Energieumwandlungsbereich den größten Beitrag zur CO2Emissionsreduktion liefert. Ein weiterer
Grund ist die erhebliche Steigerung der
Stromerzeugung auf Basis von regenerativen Energiequellen.
Das für 2020 avisierte Ziel eines Mindestanteils von 30 % an der Stromversorgung wird dennoch leicht um 3 %Punkte verfehlt. Große Zuwächse ergeben
sich insbesondere bei der Windstromerzeugung: Zu knapp 60 % wird Regenerativstrom 2020 durch Windkraft gewonnen.
Das im Klima- und Energiepaket der EU
für die Erneuerbaren Energien formulierte
Ziel eines Anteils von 18 % am Bruttoendenergieverbrauch des Jahres 2020 wird
um etwa 2 %-Punkte unterschritten, obwohl die Erneuerbaren Energien bis dahin
im Wärmemarkt anstatt der geforderten
14 % bereits 15 % des Endenergieverbrauchs decken.
Trotz dieser Zielverfehlungen bei den
Erneuerbaren Energien zeigt die Referenz-
prognose, dass Deutschland bei der Einhaltung seiner Klimaschutzziele auf einem
guten Weg ist.
Auch in Bezug auf die Verbesserung der
Energieeffizienz sind deutliche Fortschritte
erkennbar. So werden die Vorgaben der
Energieeffizienzrichtlinie der EU, zwischen
2008 und 2016 den Endenergieverbrauch
um 9 % gegenüber dem Durchschnitt der
Jahre 2001 bis 2005 zu senken, eingehalten. Dazu hat insbesondere beigetragen,
dass Deutschland frühzeitig Maßnahmen
zur effizienten Verwendung von Energie
ergriffen hat. Unter Berücksichtigung der
„Early-Action-Maßnahmen“ verringert sich
der Endenergieverbrauch in der Referenzprognose bis 2030 gegenüber dem Durchschnittswert der Jahre 2001 bis 2005 um
beinahe 20 %
Die Referenzprognose macht aber auch
deutlich, dass die für 2020 angestrebte
Verdopplung der Energieproduktivität gegenüber 1990 erst ab etwa 2025 erreicht
werden kann. Allerdings ist das Verdopplungsziel sehr ambitioniert und setzt für
die Zeit von 2005 bis 2020 eine jährliche
Steigerung der Energieproduktivität von
rund 3 % voraus. Zum Vergleich: Von
1990 bis einschließlich 2008 betrug die
jährliche Steigerung im Schnitt lediglich
1,84 %, trotz der begünstigenden Effekte
der Wiedervereinigung für die Energieeffizienz.
Angesichts des Kernenergieausstiegs
und altersbedingter Abgänge fossil befeuerter Kraftwerke wird trotz der starken
Ausweitung der Stromerzeugungskapazitäten auf Basis Erneuerbarer Energien ein
Neubau von fossil befeuerten Kraftwerken
erforderlich. Im Zeitraum von 2012 bis
2020 ergibt sich ein Neubaubedarf fossiler
Kraftwerke von rund 46 GWel.
Resümee
184
Die Reduktionsvorgaben innerhalb des
Europäischen
Emissionshandelssystems
begünstigen den Neubau von Erdgaskraftwerken, so dass der Anteil von Erdgas am Primärenergiemix steigt. AngeTabelle 7.1:
sichts der zunehmenden Erschöpfung der
Erdgasvorkommen in Westeuropa erhöht
sich in Deutschland die Importabhängigkeit von Ländern in Osteuropa und Asien,
insbesondere von Russland.
Vergleich energieund klimapolitischer Ziele mit den Entwicklungen in der Referenzprognose bei Kernenergieausstieg und in den Varianten mit Laufzeitverlängerung
Status Quo
(2008)
Ziel 2020
Erläuterung
THG-Em issionen
-20%
(1990-2007)
-21% (bis 2012)
(-40%)
-40% nur, w enn
EU-w eit Reduktion
um 30%
CO2-Em issionen
-19%
(1990-2007)
Referenzprognose bei
Kernenergieausstieg (Ra)
Varianten m it
2020
2030
2020
2030
-34%
-44%
-35% bis -37%
-44% bis -49%
-33%
-43%
-34% bis -36%
-44% bis -48%
16%
20%
16%
20%
Energie aus
erneuerbaren
Quellen
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
Strom aus
Erneuerbaren
Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am
27%
36%
27%
35% bis 37%
Wärm e aus
Erneuerbaren
Energien
ca. 6%
14%
15%
17%
15%
17%
+83%
+119%
+71% bis +76%
+104% bis
+121%
(1990-2020)
(1990-2030)
(1990-2020)
(1990-2030)
-14,2%
-19,7%
-13,9% bis
-14.1%
-19,5% bis
-19,8%
10.5%
10.5%
10.5%
10.5%
19%
20%
15% bis 17%
16% bis 20%
22 TWh
0 TWh
111 bis 160
TWh
0 bis 160 TWh
1,84%/a
(1990-2008)
Energieeffizienz
Biokraftstoffanteil
Verdopplung
(=+100%) der
(BIP/PEV)
-9% Endenergie
(bis 2016,
Einsparrichtw ert)
7,3%
7%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
Verdopplung auf
etw a 25 %
Strom erzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
Basisjahr: 1990
Basis: EEV
Durchschnitt
2001-2005
Gemessen als
der Systematik)
Die Varianten mit einer Verlängerung
der Laufzeit der deutschen Kernkraftwerke
auf 40 bzw. 60 Jahre ergeben ein im Vergleich zur Referenzprognose niedrigeres
Treibhausgasemissionsniveau. Dies hat
eine deutliche Senkung der Preise für CO2Zertifikate zur Folge.
Die Erreichung der Ziele für den Ausbau
Erneuerbarer Energien bleibt vom längeren Betrieb der Kernkraftwerke praktisch
unberührt. Das für 2020 avisierte Ziel der
Verdopplung der Stromerzeugung mittels
wird
hingegen
ebenso wenig erreicht wie in der Referenzprognose.
Die trotz Nachrüstungsaufwand geringeren variablen Erzeugungskosten für
Kernenergiestrom und vor allem die ersparten Kosten für CO2-Zertifikate ermöglichen Strompreise, die gegenüber der
Referenzprognose bis zu 9 €2007/MWh
niedriger ausfallen. Die kostengünstigere
Stromversorgung führt zu positiven Rückkopplungseffekten auf die industrielle Produktion, die Beschäftigung sowie die gesamtwirtschaftliche Entwicklung. Aus der
Verlängerung der Laufzeit von Kernkraftwerken resultiert somit ein höheres
Bruttoinlandsprodukt, das 2020 bis zu
0,6 % über dem der Referenzprognose
liegt, 2030 bis zu 0,9 %.
Ausblick 2050
8
185
Ausblick 2050
Dramatische Veränderungen beim Energieverbrauch sind innerhalb der zwei Jahrzehnte zwischen 2030 und 2050 nicht zu
erwarten. Dies liegt zum einen daran,
dass der Bevölkerungsumfang bzw. die
Anzahl der Haushalte eine, wenn nicht gar
die wesentliche Bestimmungsgröße des
Energieverbrauchs darstellt. Zum anderen
sind Investitionen in Strukturen zur Energieumwandlung langfristiger Natur. So
beträgt die Lebensdauer von Kraftwerken
40 Jahre und mehr. Auch die für einen
Großteil des Energieverbrauchs verantwortliche Gebäudeinfrastruktur unterliegt
lediglich einem langsamen Wandel. Daher
ist mit den 2030 herrschenden Strukturen
bereits ein Großteil der auch noch in 2050
vorhandenen Energieverbrauchs- und Umwandlungsstrukturen in Deutschland festgelegt.
Während revolutionäre Entwicklungen
wie der Durchbruch bei Fusionsreaktoren
in dieser Zeitspanne nicht zu erwarten
sind, darf die Bedeutung des technologischen Fortschritts dennoch nicht unterschätzt werden. So ist aufgrund der damit
einhergehenden Kostenreduktionen zu
erwarten, dass sich die Stromerzeugung
im Jahr 2050 dezentraler gestaltet, als
dies heute der Fall ist. Selbst unter den in
Deutschland herrschenden relativ schlechten Bedingungen ist davon auszugehen,
dass etwa die Stromerzeugung mittels
Photovoltaikanlagen zu Kosten erfolgt, die
unterhalb der derzeit herrschenden, und
folglich auch der künftigen Preise für
Haushaltsstrom liegen.
Ob der dezentrale Ausbau der Photovoltaik flächendeckend erfolgen wird, hängt
jedoch davon ab, ob und inwieweit entscheidende Kostensenkungen realisiert
werden können, so dass die Kosten der
Solarstromerzeugung unterhalb derer liegen werden, die für die konventionelle
Stromerzeugung entstehen. Falls dies bis
2050 nicht so sein sollte, wie es die derzeitigen Tendenzen wahrscheinlich erscheinen lassen, hängt die flächendeckende Verbreitung am politischen Willen, den
Solarstrom weiterhin zu privilegieren,
d. h., ihn bei Einspeisung ins öffentliche
Netz weiter mit Hilfe von Einspeisevergütungen zu fördern oder ihn bei Selbstnutzung von sämtlichen Steuern und Abgaben zu befreien, so wie es derzeit geschieht.
Zu beachten ist allerdings, dass mit der
Befreiung des Solarstroms von der Steuer- und Abgabenlast erhebliche Umverteilungswirkungen verbunden sein würden:
Sollen dieselben Mehrwert- und Stromsteuereinnahmen erzielt werden, müssen
den übrigen Stromverbrauchern zusätzliche Lasten aufgebürdet werden. Während
die große Masse der zu Miete wohnenden
Haushalte die zusätzlichen Lasten zu tragen hätte, wären diejenigen Hausbesitzer,
die in eine Solarstromanlage investieren,
davon in dem Umfang befreit, wie sie damit ihren Strom selbst erzeugen können.
Ähnliche Umverteilungswirkungen gäbe
es bei den Netznutzungsentgelten, denn
es ist nicht davon auszugehen, dass sich
im Jahr 2050 sämtliche Haushalte mittels
dezentraler
Stromerzeugungsanlagen
selbst versorgt werden können. Vielmehr
wird ein öffentliches Stromnetz auch dann
noch zur Gewährleistung der Stromversorgungssicherheit der einzelnen Haushalte erforderlich sein, nicht zuletzt aufgrund
der Unstetigkeit, mit der in Deutschland
die Sonne scheint.
186
Inwieweit die Solarstromerzeugung in
der Wüste Sahara, welche Gegenstand
des Zukunftsprojektes Desertec ist, bis
2050 für Deutschland eine Rolle spielen
wird, ist derzeit nur unter erheblichen
Vorbehalten einzuschätzen. Bis zum Jahr
2030 dürfte dieses Projekt für Deutschland jedoch noch wenig relevant sein. Neben der Erarbeitung von Umsetzungs- und
Finanzierungskonzepten, die mehrere Jahre in Anspruch nehmen werden, sind in
allererster Linie die Regierungen der Anrainerstaaten erst noch für dieses Projekt
zu gewinnen.
Sind diese Hürden genommen, wird die
technische Umsetzbarkeit und potenzielle
Wirtschaftlichkeit in Pilotanlagen getestet.
Dies wird ebenfalls geraume Zeit in Anspruch nehmen. Erst wenn sich gezeigt
hat, dass in solarthermischen Kraftwerken
Solarstrom im großen Maßstab zu wettbewerbsfähigen Preisen in der Wüste hergestellt werden kann, kann darüber nachgedacht werden, auf welchem Wege der
Strom nach Europa transportiert wird. Der
Bau entsprechender Leitungen benötigt
wiederum Jahre.
Unterdessen müssten die grenzüberschreitenden Netzkapazitäten innerhalb
Europas in erheblichem Maße ausgebaut
werden, sodass die in der Wüste produzierten Solarstrommengen tatsächlich in
substantiellem Ausmaß in Deutschland
ankommen. Eine weitere Frage ist, ob der
Wüstenstrom auf absehbare Zeit nicht
weitgehend zur Deckung des zunehmenden Stromverbrauchs der Anrainerstaaten
benötigt wird. Die Realisierung von Projekten wie Desertec ist zudem stark von
der Durchsetzung einer sehr stringenten
Ausblick 2050
globalen und europäischen Klimapolitik
abhängig.
Mit den tendenziell real steigenden
Strompreisen wird sich langfristig auch
der Anteil der übrigen Technologien zur
Nutzung Erneuerbarer Energien an der
Stromerzeugung erhöhen, insbesondere
dann, wenn sich die Kosten für diese
Technologien relativ zu den konventionellen Techniken günstiger gestalten. So zeigen die bis 2050 fortgesetzten Analysen
der Referenzprognose, dass nach 2030
vor allem die Stromerzeugung mittels Onshore-Windkraftanlagen zunimmt. Dafür
verantwortlich ist das Repowering, mithin
der Ersatz bestehender durch neue, leistungsfähigere Windkraftanlagen. Durch
die Erschließung eines großen Anteils des
deutschen Offshore-Windenergiepotenzials
bis 2030 ist im weiteren Verlauf bis 2050
mit einem geringeren Wachstum verglichen mit Onshore-Windkraftanlagen zu
rechnen. Effizienzsteigerungen von Biomasse-KWK-Anlagen und deren Möglichkeit, Nahwärme bereitzustellen, erhöhen
auch deren Anteil an der heimischen
Stromerzeugung.
zum Bruttoendenergieverbrauch erhöht
sich nach 2030 auf rund ein Viertel. Hier
spielt neben den steigenden Anteilen, die
aus der regenerativen Strom- und Fernwärmeerzeugung resultieren, auch eine
Steigerung des direkten Einsatzes der Erneuerbaren
Energien
in
den
Endverbrauchssektoren eine Rolle. Durch den
Ausbau der Erneuerbaren Energien und
den Einsatz der heimischen Braunkohle
steigt der Anteil der importierten Energieträger am Primärenergieverbrauch langfristig nicht über 75 %.
Ausblick 2050
187
16000
14401
14000
Stromimportsaldo
13993
13601
13403
12000
Sonstige / Müll nicht
ern.
12502
11979
11021
10924
9678
9677
10000
Energien
Wasser, Wind, Solar
8000
Kernenergie
6000
Erdgas
4000
Mineralöl
2000
Braunkohle
0
Steinkohle
2000 2007
2012 2020 2030
2050
Abbildung 8.1:
2050
Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre
Ausblick 2050 zur Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in der Referenzprognose (Ra) (links) und in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) (rechts)
Für die Industrie kann bis zum Jahr
2050 von keinem gravierenden Strukturwandel ausgegangen werden. Im Einklang
mit den Ergebnissen der Referenzprognose wird in den energieintensiven Branchen
auch nach 2030 mit weiteren leichten Produktionsrückgängen zu rechnen sein. Der
Endenergieverbrauch der Industrie sinkt
daher auch nach 2030 ab. Diese Tendenz
wird dadurch unterstützt, dass es in den
energieintensiven Branchen vielfach zu
einem Verfahrenswechsel kommt bzw. zur
stärkeren Durchdringung mit effizienteren
Technologien.45 Zudem ist mit einem weiteren Anstieg der Recyclingquoten zu
rechnen, etwa in der Aluminiumindustrie.
Auch bei diesen Recyclingprozessen wer-
45
2012 2020 2030
Dazu zählen unter anderem Lichtbogenverfahren
in der Eisen- und Stahlindustrie, Verfahren mit
optimierten Membranzellen zur Chlorherstellung
mittels Einsatz des Membranverfahrens zur ChlorAlkali-Elektrolyse in der Chemischen Industrie,
verbesserte Öfen in der Zement- und Kalkherstellung (z.B. Gleichstrom-Gegenstrom-RegenerativOfen) oder strömungs- und verbrennungstechnisch optimierte Brenner mit Nutzung der Abgaswärme in der Glasindustrie.
den effizientere Verfahren eingesetzt, etwa bei der Herstellung von Aluminium
durch den Einsatz vor Vorwärmern in der
Schrottaufbereitung.
Darüber hinaus werden Technologien
zur Abscheidung von CO2 vermehrt Anwendung in der Industrie finden. So wird
in der Ammoniaksynthese ab 2040 zunehmend auf diese Technologie zurückgegriffen. Weitere Branchen, in denen die
Abscheidung zum Einsatz kommt, sind
etwa die Zementindustrie sowie die Herstellung von Eisen und Stahl.
Ebenso wie in der Industrie wird die
längerfristige Entwicklung des Endenergieverbrauchs in allen anderen Bereichen
im Wesentlichen von Effizienzsteigerungen
beeinflusst sowie von der weiteren Senkung des Raumwärmebedarfs der Haushalte und des Sektors Gewerbe, Handel
und Dienstleistungen (GHD). Auf diese
beiden Sektoren wirkt sich darüber hinaus
der weiter fortschreitende Bevölkerungsrückgang aus. Im Gegensatz zur Entwick-
188
lung bis 2030, bei der die Zahl der Haushalte trotz des Schrumpfens der Bevölkerung ansteigt, ist danach zunächst mit
einer Stagnation und einem anschließenden Rückgang der Zahl der Haushalte zu
rechnen und damit auch mit einer verstärkten Reduktion der Energienachfrage
der Haushalte und des GHD-Sektors.
Gleichzeitig geht mit der Bevölkerung
auch die Neubautätigkeit zurück, so dass
Nullenergie- und Passivhauskonzepte vor
allem für die Sanierung des Gebäudebestandes relevant sind.
Auch der Endenergieverbrauch des Verkehrssektors sinkt nach 2030 weiter. Dies
wird mit dadurch bedingt, dass die Personenverkehrsleistung bevölkerungsbedingt
abnimmt. Ermöglicht wird diese EntwickExkurs: Wasserstoff und Brennstoffzelle
Der Hauptvorteil der mit Wasserstoff
betriebenen Brennstoffzelle, die streng
genommen keine eigenständige Antriebstechnologie ist, da die Traktion über einen
Elektromotor erfolgt, liegt in den sehr hohen Wirkungsgraden, aber vor allem in
der Tatsache, dass der Sekundärenergieträger Wasserstoff rein theoretisch unbegrenzt verfügbar ist und seine Verbrennung keine Emissionen verursacht. Falls
Wasserstoff mit Hilfe von CO2-freien
Stromerzeugungstechnologien hergestellt
wird, ist sein Einsatz mit keinerlei Treibhausgasemissionen verbunden.
Allerdings hat Wasserstoff einen prinzipiellen Nachteil gegenüber dem Sekundärenergieträger Strom. Da die Umwandlung von Strom in Wasserstoff mit einem
Energieverlust von rund 50 % verbunden
ist, wäre es energetisch vorteilhafter, den
Strom zum Antrieb von Fahrzeugen direkt
zu nutzen, anstatt in mittelbarer Weise,
indem daraus erst Wasserstoff hergestellt
wird. Daraus resultiert, dass die Kilowatt-
Ausblick 2050
lung aber auch durch ein weiteres Absinken des durchschnittlichen Kraftstoffverbrauchs auf etwa 4 l/100 km. Obwohl
auf Mineralöl basierende Kraftstoffe weiterhin dominieren, erhöhen vor allem
Elektrofahrzeuge und Plug-In-Hybridfahrzeuge, aber auch Hybridfahrzeuge und
gasbetriebene Fahrzeuge ihren Anteil am
gesamten Fahrzeugbestand. Wasserstoff
sollte weiterhin keine Rolle als Kraftstoff
im Verkehrssektor spielen und hätte nur
unter der Annahme extremer Klimaschutzziele nennenswerte Perspektiven,
aber auch nur dann, wenn die CO2-freie
Stromerzeugung als Ausgangspunkt für
die Herstellung von Wasserstoff sehr viel
kostengünstiger wird.
stunde Wasserstoff etwa doppelt so teuer
wie dieselbe Energieeinheit Strom ist. Von
ökonomischer Relevanz wird allerdings
sein, wie sich die Investitionskosten für
Brennstoffzellen im Vergleich zu denen
der in Pkws benutzten Batterien entwickeln werden. Fraglich ist vor allem, ob
die höheren variablen Kosten der mit
Wasserstoff betriebenen Pkw gegenüber
denen der Elektroautos durch niedrigere
Investitionskosten für Brennstoffzellen
kompensiert werden können.
Darüber hinaus existieren noch zahlreiche ungelöste Probleme. Zum einen ist
der Preis für Brennstoffzellen noch prohibitiv hoch, zum anderen ist die volumenspezifische Energiedichte von Wasserstoff
sehr gering, was entweder zu Platzproblemen im Kraftfahrzeug führt oder aufwendige
Speicherverfahren
erfordert.
Nicht zuletzt erfordern die Erzeugung von
Wasserstoff, der durch Elektrolyse aus
Strom hergestellt werden kann, sowie die
Produktion von Brennstoffzellen erhebliche
Mengen an sehr teuren Rohstoffen wie
z. B. Platin (Puls 2006).
Ausblick 2050
189
Trotz steigender Güterverkehrsleistungen führen Effizienzverbesserungen zu
einem Rückgang des Endenergieverbrauchs des Straßengüterverkehrs. Hingegen ist mit einem weiteren Wachstum
des Endenergieverbrauchs des Luftverkehrs zu rechnen, der in 2050 ungefähr
ein Viertel des gesamten Endenergieverbrauchs des Verkehrs ausmacht. Der
Luftverkehr wird nur bei Zustandekommen
einer
internationalen
Klimaschutzvereinbarung zum Teil auf alternative
Treibstoffe umgestellt. Aus wirtschaftlichen Gründen ist hier mit einer weiteren
Senkung des spezifischen Verbrauchs der
Flugzeuge zu rechnen, nicht aber mit einem Wechsel des Treibstoffs in großem
Maßstab oder einem absoluten Rückgang
des Verbrauchs.
Dementsprechend wird der Verbrauch
an Mineralölen im Jahr 2050 weitestgehend von der Nachfrage des Verkehrssektors beeinflusst. Bei den privaten Haushalten und im GHD-Sektor wird Mineralöl
aufgrund von Wärmeschutzmaßnahmen,
der Konkurrenzsituation zu Erdgas-Brennwertkesseln,
Holzpelletheizungen
und
Wärmepumpen mehr und mehr verdrängt.
Da Nah- und Fernwärme durch viele verschiedene
Energieträger
bereitgestellt
werden können, wird deren Anteil am
Endenergieverbrauch zukünftig steigen
(Abbildung 8.2).
10000
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
9234
9000
8585
8671
8312
8323
7000
Müll
7801
7803
8000
8664
6679
6691
Erneuerbare
6000
Fernwärme
5000
4000
Strom
3000
Gas
2000
1000
Mineralölprodukte
0
2000 2007
2012 2020 2030
2050
Abbildung 8.2:
2012 2020 2030
2050
Kohlen
Ausblick 2050 zur Entwicklung des Endenergieverbrauchs in der Referenzprognose
(Ra) (links) und in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) (rechts)
Ausblick 2050
190
Im Bereich der Versorgungsnetze für
Nah- und Fernwärme werden bereits vor
2030 umfassende Investitionen zur Verbesserung der Infrastruktur getätigt, auf
die auch nach 2030 zurückgegriffen werden kann. Ein ähnlicher Effekt ist für Erdgas zu beobachten. Im Vergleich zu Mineralöl wird der Erdgaseinsatz nicht nur
durch verstärkte Klimaschutzbemühungen
und leichte Effizienzvorteile begünstigt,
sondern auch durch Kostenvorteile, die
sich aus den bereits bestehenden Verteilungsnetzen ergeben.
Bei Fortführung der Klimaschutzbemühungen, mit denen eine weitere Reduktion
des Energieverbrauchs einher geht, wird
der Anteil des Stroms am Endenergieverbrauch längerfristig steigen. Der Strommix
des Jahres 2050 wird in nicht unerheblichem Maße bereits durch Investitionen in
Kraftwerke vorgegeben, die zwischen
2020 und 2030 getätigt werden.
Die Nano-, Bio- sowie Informations- und
Kommunikationstechnologien haben im
Zeitraum nach 2030 zwar einen Einfluss
auf den Endenergieverbrauch, führen aber
generell nicht zu einer grundlegenden Änderung der Verbrauchstrukturen46. Dagegen gibt es eine Vielzahl von nanotechnologischen Anwendungen in den Bereichen
der Energieerzeugung, -wandlung, -verteilung und -speicherung, mit entsprechenden positiven Auswirkungen auf die Energiewirtschaft. Beispiele hierfür sind der
Einsatz von Supraleitern, die großflächige
Nutzung von Abwärme durch Thermoelektrika und der wirtschaftliche Einsatz von
Batterien/Akkumulatoren.
Ähnlich optimistisch kann man auch für
die Biotechnologie sein, für die neue Entwicklungen im Bereich der Energieerzeu46
Siehe dazu beispielsweise (Cientifica 2007a-b,
Lambauer et al. 2008a-c, Luther 2008).
gung (Biomassenutzung, Wasserstoffherstellung aus Algen) als auch im Bereich
der Ressourceneffizienz und der Grundund Wertstoffherstellung denkbar sind.47
Die Informations- und Kommunikationstechnologie (IKT) ermöglicht ein intelligentes Stromnetz und den flächendeckenden Einsatz von intelligenten Stromzählern (smart metering). Dies führt zu einer
verbesserten Abstimmung von Stromnachfrage und -erzeugung. Durch Energiespeicher wird zum Beispiel im Rahmen
von virtuellen Kraftwerken sowohl die Belastungen der Stromnetze als auch die
Spitzenlasten deutlich reduziert. Virtuelle
Kraftwerke werden dabei zur Koordinierung und Optimierung der Einsatzsteuerung dezentraler Erzeugungsanlagen eingesetzt. Dezentrale Erzeugungsanlagen
und Anlagen zur Stromerzeugung auf Basis Erneuerbarer Energien leisten zudem
durch den Einsatz von IKT einen Beitrag
zur Versorgungssicherheit und der Deckung des Energiebedarfs.
Im Jahr 2050 bestehen zwischen dem
Endenergiemix bei Kernenergieausstieg
und bei Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke keine wesentlichen Unterschiede mehr. Die längeren Laufzeiten bestehender Kernkraftwerke in Deutschland
wirken bis 2050 noch geringfügig auf die
Zusammensetzung der Stromerzeugung
nach Energieträgern nach (Abbildung 8.3).
So liegt die Verstromung von Steinkohle in
der Referenzprognose im Jahr 2050 etwas
höher, wohingegen in der Variante mit
Laufzeitverlängerung ein stärkerer Anstieg
der Stromerzeugung aus Braunkohle (vor
allem CCS-Kraftwerke) zu verzeichnen ist.
47
Mögliche Beispiele sind Bioraffinerien und nachwachsende Rohstoffe als Ausgangsbasis für die
chemisch/biotechnische Prozessindustrie oder sogenannte Plan Made Industrials (PMI) - pflanzenproduzierte Grund und Wertstoffe (FhG-IAO
2007).
Ausblick 2050
191
70%
650
578
606
611
630
636
613 613 628
637
600
550
543
Stromimportsaldo
65%
60%
55%
Energien
Anteil erneuerbarer Energien am
700
500
50%
450
45%
400
40%
350
35%
300
30%
250
25%
200
20%
150
15%
100
10%
50
5%
0
0%
Braunkohle
-5%
Steinkohle
-50
2000 2007
2012 2020 2030
2050
Abbildung 8.3:
2012 2020 2030
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
2050
Anteil Erneuerbarer
Energien
Ausblick 2050 zur Entwicklung der Nettostromerzeugung nach Energieträgern in
Deutschland in der Referenzprognose (Ra) (links) und in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) (rechts)
Klimaschutzanforderungen werden im
Jahr 2050 einen hohen Anteil an Kraftwerken mit CO2-Abscheidung (CCS) zur
Folge haben. Voraussetzung dafür ist
aber, dass eine entsprechende länderübergreifende Infrastruktur des CO2Transports in Deutschland und Europa
aufgebaut ist, sodass entsprechende Speicheroptionen beispielweise in der Nordsee
genutzt werden können. Der Anteil der
Kohlen im Verhältnis zum Erdgas wird
hierbei von der Höhe des Reduktionsziels
bzw. den Abscheideraten der jeweiligen
CCS-Kraftwerke beeinflusst.
Braunkohle, die als heimischer Energieträger im Vergleich zur Steinkohle Kostenvorteile hinsichtlich der Einstandskosten
frei Kraftwerk aufweist, kann einen wesentlichen Beitrag zur Stromerzeugung
leisten. Erdgas wird längerfristig vor allem
in KWK-Anlagen zur industriellen Prozessdampferzeugung bzw. in der öffentlichen
Nah- und Fernwärmeversorgung eingesetzt.
Die CO2-Emissionen können bis 2050
um etwa 65 % gegenüber 1990 reduziert
werden (Abbildung 8.4). Diese Prognose
ist an die Annahme geknüpft, dass die
Emissionen der am Emissionshandel beteiligten Sektoren durch eine stetig verringerte Allokation an Zertifikaten weiter gesenkt werden. Zur Reduktion der Emissionen in den nicht am Emissionshandel beteiligten Bereichen tragen vor allem Maßnahmen zur Verringerung der Raumwärmenachfrage, die teilweise schon vor 2030
getätigt worden sind, und die Erhöhung
des Anteils der Erneuerbaren Energien am
Endenergieverbrauch bei.
Ausblick 2050
192
1200
-15% -19%
-23% -33% -43%
-65%
-24% -34% -44%
-65%
CO2 Emissionen [Mio t]
1000
Reduktion gg.
1990
Verkehr (ohne
int. Luftverkehr)
800
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
600
Industrie
400
Umwandlung/
Erzeugung
200
0
2000 2007
2012 2020 2030
2050
Abbildung 8.4:
2012 2020 2030
2050
Ausblick 2050 zur Entwicklung der CO2-Emissionen in Deutschland in der Referenzprognose (Ra) (links) und in der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rb) (rechts)
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Energieverbrauch und Deckung - Historie
211
10 Anhang A: Energieverbrauch und Deckung – Historie
Zur besseren Einordnung der Annahmen und Ergebnisse der Energieprognose
2009 werden die grundlegenden Trends
der Energieversorgung Deutschlands seit
der Wiedervereinigung sowie die Entwicklung wichtiger Determinanten des Energieverbrauchs skizziert. Als wesentliche
Einflussparameter
auf
den
Energieverbrauch wird die Entwicklung der Bevölkerung, der Wirtschaftsleistung sowie
der Energieimportpreise dargestellt.
Die Bevölkerung liegt 2008 nur geringfügig über dem Niveau von 1990. Robustes Wirtschaftswachstum führte zwischen 1990 und 2008 zu einem Anstieg
des realen Bruttoinlandsprodukts um ca.
32 %. Nach relativ niedrigen Importpreisen für fossile Energieträger in den 90er
Jahren ist seit 1999 eine deutliche Erhöhung der Energiepreise zu beobachten,
die seit Hebst 2008 aber wieder rückläufig
ist.
In der ersten Hälfte der 90er Jahre
wurde der Energieverbrauch vor allem
durch die Wiedervereinigung und die damit verbundenen wirtschaftlichen und
energieseitigen Anpassungsprozesse in
den neuen Bundesländern geprägt. Primär- und Endenergieverbrauch sowie die
Stromerzeugung sind in diesem Zeitraum
leicht zurückgegangen. Zudem ergaben
sich deutliche Verbesserungen der Energieproduktivität.
Ab 1995 ist der Primärenergieverbrauch
nur noch geringfügig zurückgegangen,
während die Stromerzeugung wieder angestiegen ist. Die jährliche Wachstumsrate der Energieproduktivität hat
sich seit dem Jahr 2000 deutlich abgeschwächt.
Dominiert wird der Energieverbrauch
weiterhin von fossilen Energieträgern, bei
denen in Deutschland eine zunehmende
Importabhängigkeit
festzustellen
ist.
Gleichzeitig konnte jedoch auch die Energieversorgung auf Basis der Erneuerbaren
Energien deutlich ausgebaut werden:
Zwischen 1995 und 2008 hat sich ihr Beitrag am Primärenergieverbrauch von
1,9 % auf 7,1 % (995 PJ) erhöht, ihr Beitrag an der Stromerzeugung von 4,7 %
auf 14,6 % (91 TWh). In der Stromerzeugung spielt dabei vor allem die Windenergie eine herausragende Rolle, während Biomasse vor allem zur Wärmeerzeugung eingesetzt wird.
Ebenfalls bedingt durch die Umstrukturierungsprozesse nach der Wiedervereinigung sind die energiebedingten CO2Emissionen Anfang der 90er Jahre deutlich gesunken. Nach einer relativen Konstanz des Emissionsniveaus zwischen
1999 und 2004 setzte ab 2005 ein erneuter, schwacher Rückgang der CO2-Emissionen ein. Insgesamt hat sich der energiebedingte CO2-Ausstoß zwischen 1990
und 2007 um etwa 20 % reduziert und
zwar von 948 Mio. t auf 755 Mio. t.
212
10.1 Determinanten
brauchs
des
Energiever-
Bevölkerungs- und Wirtschaftsentwicklung
Bevölkerung und Wirtschaftskraft eines
Landes sind sehr wichtige Einflussfaktoren
auf dessen Energieverbrauch. Während
die Bevölkerung nach der Wiedervereinigung tendenziell anstieg, ist seit 2003
ein geringfügiger Rückgang zu beobachten
(Tabelle 10.1). 2008 belief sich die Wohnbevölkerung in Deutschland auf 82,1 Mio.
Tabelle 10.1:
und lag damit um ca. 2,8 Mio. oder 3,5 %
über dem Wert von 1990. Im Vergleich
dazu hat die Anzahl der Haushalte zwischen 1990 und 2007 deutlich stärker
zugenommen, von 34,9 Mio. auf 39,7 Mio.
bzw. um knapp 5 Mio. Dies entspricht einem Anstieg um 13,8 %. Im gleichen
Zeitraum ist die Zahl der Personen pro
Haushalt im Mittel von 2,3 auf 2,1 gesunken, die durchschnittliche Wohnfläche
pro Kopf aber von 35,0 auf 41,9 m2 gestiegen.
Demografische und wirtschaftliche Entwicklung in Deutschland
Wohnbevölkerung ( Mio.)
Haushalte (Mio.)
Personen pro Haushalt
Wohnf läche pro Kopf (qm)
1990
79,4
34,9
2,27
35,0
1995
81,7
36,9
2,21
36,8
2000
82,2
38,1
2,16
39,5
2005
82,5
39,2
2,10
41,2
2007
82,3
39,7
2,07
41,9
2008
82,1
-
Rel. Änderung
1990 - 2007
3.5%*
13,8%
-8,9%
19,9%
Bruttoinlandsprodukt (M rd. € 2000)
1720
1867
2063
2125
2242
2270
32.0%*
*Relative Änderung 1990 - 2008
Quelle: BMWI (2009): Energiedaten
Die durchschnittliche Wachstumsrate
des realen Bruttoinlandsprodukts lag in
Deutschland zwischen 1990 und 2008 bei
1,56 % pro Jahr. Damit ist die Wirtschaftsleistung in diesem Zeitraum insgesamt real um ca. 32 % gewachsen.
Gleichzeitig setzte sich der Strukturwandel
in der deutschen Wirtschaft weiter fort:
der Anteil des Produzierenden Gewerbes
an der Bruttowertschöpfung ist zwischen
1990 und 2008 von 35 % auf knapp 31 %
gesunken.
Preisentwicklung fossiler Energieträger
Die 90er Jahre waren von niedrigen
Preisen für fossile Brennstoffe geprägt. Als
Folge der Asienkrise fiel der Weltmarktpreis für Rohöl im Jahr 1998 gar auf einen
Tiefststand von ca. 14 $2007 pro Barrel. Bis
2000 stieg der Rohölpreis auf ca.
31 $2007/bbl Nach einer Phase der Ent-
spannung gab es ab 2004 erneut einen
drastischen Anstieg, der im Juli 2008 in
Preisen von über 130 $2007/bbl gipfelte. In
der zweiten Jahreshälfte setzte ein starker
Preisverfall ein, der mit auf die Bankenund Finanzkrise zurückzuführen ist und
bei einem Preis von etwa 40 $2007/bbl im
Dezember 2008 sein bisheriges Ende fand.
Seitdem ist ein erneuter Preisanstieg zu
beobachten.
Dementsprechend stieg der reale Rohölimportpreis für Deutschland von 4,2 €2007
je GJ in 1991 auf 6,1 €2007/GJ in 2000 und
11,3 €2007/GJ in 2008 (Abbildung 10.1).
Nicht zuletzt aufgrund der in den langfristigen Verträgen für Erdgasbezüge enthaltenen Ölpreiskopplung gab es auch bei
Erdgas deutliche Preissteigerungen. 2008
lag der Erdgasimportpreis bei 7,3 €2007/GJ
und damit beinahe um das Vierfache höher als bei seinem Tiefststand 1999. Im
gleichen Zeitraum ist der Preis für Import-
kohle um den Faktor 2,8 angestiegen, auf
3,7 €2007/GJ in 2008. Diese Entwicklung
der Weltmarktpreise für fossile Energieträger hat sich auf die Energieverbraucher-
213
preise und den Strompreis ausgewirkt,
ebenso wie der Rückgang der Weltmarktund Importpreise seit Mitte 2008.
Grenzübergangspreise [GJ/€2007]
12
10
Rohöl
8
Erdgas
6
4
Steinkohle
2
20
08
20
07
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
00
19
99
19
98
19
97
19
96
19
95
19
94
19
93
19
92
19
91
0
Abbildung 10.1: Reale Grenzübergangspreise wichtiger fossiler Energieträger (Jahresdurchschnittswerte)
10.2 Primärenergieverbrauch
Trotz steigender Wirtschaftsleistung ist
der Primärenergieverbrauch in Deutschland seit der Wiedervereinigung moderat
zurückgegangen, vorwiegend aufgrund
der damit verbundenen wirtschaftlichen
und energieseitigen Anpassungsprozesse
in den neuen Bundesländern. Seit 1995 ist
der Primärenergieverbrauch, von Temperatur
und
konjunkturell
bedingten
Schwankungen abgesehen, nahezu konstant geblieben und lag 2008 bei etwas
mehr als 14 000 PJ (Abbildung 10.2). Die
Schwankungen sind nicht zuletzt auch Resultat der Probleme bei der statistischen
Datenerhebung. So wird bei Heizöl nicht
der tatsächliche Verbrauch, sondern der
Absatz erfasst. Dies macht sich besonders
im Jahr 2007 bemerkbar, als es aufgrund
hoher Energiepreise und der relativ milden
Witterungsverhältnisse zu erheblichen Einbußen beim Heizölabsatz kam.
Dominiert wird der Primärenergieverbrauch nach wie vor durch fossile Energieträger. Deren Anteil sank zwischen 1990
und 2008 von 87 % auf 80 %. Während
der Anteil der Kohlen tendenziell zurückgegangen ist, hat sich der Beitrag von
Erdgas zwischen 1990 und 2008 von 15 %
auf 22 % erhöht. Die Bedeutung von Mineralöl ist vor allem aufgrund des Verbrauchs im Verkehrssektor nahezu unverändert geblieben. Der absolute Beitrag
von Kernenergie lag mit circa 1 600 PJ
2008 etwa auf dem gleichen Niveau wie
1991.
214
Deutschland ist zur Deckung seines
Energiebedarfs in hohem Maße von Energieimporten abhängig. Der Anteil der Nettoimporte am Verbrauch fossiler Energieträger ist zwischen 1990 und 2008 von
53 % auf knapp 76 % gestiegen, vor al-
lem infolge des Rückgangs der inländischen Braunkohle- und Steinkohleförderung. Der wichtigste ausländische Energielieferant ist Russland, das einen Anteil von
rund 30 % an den gesamten Einfuhren
aufweist.
18000
70%
16000
14905
14000
11%
12000
16%
14269
14401
14465
12%
13%
12%
20%
10000
8000
21%
22%
14200
60%
11%
50%
22%
40%
35%
30%
40%
6000
38%
36%
34%
20%
4000
21%
12%
11%
14%
14%
11%
11%
12%
13%
2000
15%
10%
Anteil der Nettoimporte am PEV (fossil) [%]
80%
20000
0%
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
0
Steinkohle
Mineralöl
Kernenergie
Sonstige*
Braunkohle
Naturgase
Wasser-, Windkraft & PV
Importanteil fossiler Energieträger (%)
* u.a. Brennholz, Brenntorf, Klärschlamm, Müll, sonstige Gase, inkl. Außenhandelssaldo Strom
Abbildung 10.2: Primärenergieverbrauch nach Energieträgern in Deutschland
zur Deckung des Primärenergieverbrauchs
hat sich zwischen 1995 und 2008 von
275 PJ bzw. 1,9 % auf 995 PJ bzw. 7,1 %
erhöht (Abbildung 10.3). Einen erheblichen Anteil an diesem Anstieg hatte die
Biomasse, die vor allem zur Wärmeerzeugung und zunehmend zur Produktion von Biokraftstoffen eingesetzt
wird. Zusammen mit dem biogenen Anteil
des Mülls war die Biomasse 2008 für
knapp drei Viertel der Energiegewinnung
aus regenerativen Energien verantwort-
lich. Daneben entfielen weitere 14,6 %
auf Windenergie, welche ab 2000 hohe
Zuwachsraten verbuchen konnte. Auch die
Nutzung von Solarenergie in Form von
Solarthermie und Photovoltaik wurde in
den letzten Jahren deutlich gesteigert. Ihr
Beitrag zur Deckung des Energiebedarfs
ist jedoch weiterhin sehr gering. Gleiches
gilt für die Energiegewinnung aus Umgebungs- und Erdwärme. Die energetische
Nutzung der Wasserkraft lag 1995 bereits
auf einem Niveau von 77 PJ und konnte
bis 2008 nicht weiter ausgeweitet werden.
215
9%
1200
995
8%
7%
6%
800
659
5%
600
4%
417
3%
400
275
Anteil der EE am PEV [%]
Beitrag der EE zum PEV [PJ]
1000
2%
200
1%
0%
0
95
19
96
97
98
19
19
19
Wasserkraft
Biomasse
Anteil EE (%)
99
19
00
20
01
02
03
20
20
20
Windkraft
Erneuerbare Abfälle*
04
20
05
20
06
07
08
20
20
20
Photovoltaikanlagen
Sonstige Erneuerbare**
* Klärschlamm, Müll, Deponiegas; **Solarthermie, Geothermie, Wärmepumpen
Abbildung 10.3: Beitrag der Erneuerbaren Energien zum Primärenergieverbrauch in Deutschland
10.3 Stromerzeugung
Nach einem leichten Rückgang infolge
der Wiedervereinigung ist der Bruttostromverbrauch seit 1995 erneut angestiegen. Dementsprechend lag auch die
Bruttostromerzeugung 2008 mit 639 TWh
um etwas mehr als 100 Mrd. kWh höher
als 1995. Dies entspricht einer mittleren
jährlichen
Zuwachsrate
von
1,25 %
(Abbildung 10.4).
Mit Anteilen von 23,5 %, 23,3 % und
20,1 % waren Braunkohle, Kernenergie
und Steinkohle auch im Jahr 2008 die tragenden Säulen der Stromerzeugung. Im
zeitlichen Verlauf seit 1990 waren ihre Anteile an der gesamten Bruttostromerzeugung jedoch jeweils leicht rückläufig. Im
Gegensatz dazu hat sich der Beitrag von
Erdgas zwischen 1990 und 2008 von
6,5 % auf 13,0 % verdoppelt. 58 % der
Stromerzeugung stammten 2008 somit
aus fossilen Energieträgern, im Vergleich
zu 65 % im Jahr 1990. Der Anteil der
Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung beträgt derzeit rund 12 %.
Der deutsche Kraftwerkspark umfasste
Ende 2008 eine Stromerzeugungskapazität von ca. 147 GWel (netto). Daran haben
die verschiedenen Energieträger und
Technologien die folgenden Anteile: 19 %
Steinkohle, 16 % Windenergie, 16 % Gas,
14 % Braunkohle, 14 % Kernenergie, 7 %
Wasserkraft, 4 % Heizöl sowie 10 % sonstige Energieträger. Aus dem fortgeschrittenen Alter vieler fossiler Kraftwerke und
der gesetzlichen Laufzeitbeschränkung für
Kernkraftwerke resultiert ein erheblicher
Ersatzbedarf von Kraftwerkskapazitäten
für die kommenden Jahrzehnte (Abschnitt
3.7).
216
700
639
621
Bruttostromerzeugung [TWh]
600
577
550
537
500
29%
28%
26%
23%
11%
13%
29%
400
7%
300
31%
200
100
26%
8%
9%
27%
26%
25%
23%
27%
25%
22%
20%
Steinkohle
Kernenergie
Braunkohle
Wasserkraft
Reihe10
Mineralöl
Windkraft
Reihe11
20
08
20
07
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
00
19
99
19
98
19
97
19
96
19
95
19
94
19
93
19
92
19
91
19
90
0
Erdgas
übrige Energieträger*
Reihe12
* u.a. Biomasse, Photovoltaik, Müll
Abbildung 10.4: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland
Vor dem Hintergrund der Förderung
durch das Erneuerbare Energien Gesetz
(EEG) ist die Bruttostromerzeugung mittels regenerativer Technologien insbesondere seit dem Jahr 2000 deutlich angestiegen und hat sich zwischen 1995 und
2008 mehr als verdreifacht, von 25 auf
91 Mrd. kWh (Abbildung 10.5). Während
der Ausbau der wirtschaftlichen Nutzungsmöglichkeiten der Wasserkraft in
Deutschland weitgehend erschöpft ist,
konnte die Stromerzeugung mit Hilfe von
Windkraft und Biomasse stark ausgebaut
werden. Im Jahr 2008 entfiel beinahe die
Hälfte der regenerativen Stromerzeugung
auf die Windenergie. Bei Photovoltaik
wurden zwischen 1995 und 2008 zwar die
höchsten Zuwachsraten erzielt, dennoch
trug Solarstrom 2008 weniger als 0,5 %
zur Stromerzeugung bei. Insgesamt hatten Erneuerbare Energien 2008 einen Anteil an der Bruttostromerzeugung von
über 14 %.
10.4 Endenergieverbrauch
Der Endenergieverbrauch ist seit der
Wiedervereinigung leicht zurückgegangen,
von rund 9 500 PJ im Jahr 1990 auf ca.
9 150 PJ im Jahr 2006 (Abbildung 10.6).
Für das Jahr 2007 muss an dieser Stelle
auf statistische Sonderfaktoren hingewiesen werden: in den Energiestatistiken wird
bei
der
Bestimmung
des
Energieverbrauchs
nicht
der
tatsächliche
Verbrauch sondern der Absatz an Energieträgern erfasst. Aufgrund der hohen Heizölpreise (bei gleichzeitig milden Witterungsverhältnissen) wurde 2007 verstärkt
auf Bestände zurückgegriffen, wodurch
der Heizölabsatz in diesem Jahr äußerst
gering ausfiel. Die statistischen Angaben
für das Jahr 2007 können daher nicht als
repräsentativ für den tatsächlichen Energieverbrauch angesehen werden.
217
Bruttostromerzeugung aus EE [TWh]
91
16%
80
14%
64
12%
60
10%
8%
37
40
6%
25
4%
20
2%
Anteil der EE an der Bruttostromerzeugung
[%]
18%
100
0%
Wasserkraft
Biomasse
Anteil an SE
Windkraft
Biogener Anteil des Abfalls
20
08
20
07
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
00
19
99
19
98
19
97
19
95
19
96
0
Photovoltaik
Geothermie
Abbildung 10.5: Beitrag der Erneuerbaren Energien zur Bruttostromerzeugung in Deutschland
12000
10000
9472
9322
25%
9235
28%
8000
8920
30%
8585
29%
30%
6000
25%
28%
4000
28%
29%
17%
16%
15%
16%
27%
26%
27%
28%
26%
18%
2000
31%
Industrie
GHD
Haushalte
20
07
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
00
19
99
19
98
19
97
19
96
19
95
19
94
19
93
19
92
19
91
19
90
0
Verkehr
Abbildung 10.6: Endenergieverbrauch nach Sektoren in Deutschland
am Endenergieverbrauch lag 2007 bei
circa 8,4 %. Dies umfasst den direkten
Einsatz Erneuerbarer Energien sowie die
Nutzung in Form von regenerativem
Strom, Biokraftstoffen und Fernwärme aus
218
erneuerbaren Energieträgern. Der Endenergieverbrauch wird nach wie vor dominiert von Mineralölprodukten, hauptsächlich in Form von Kraftstoffen. Entsprechend hat der Verkehrssektor mit
knapp 30 % derzeit den größten Anteil am
Endenergieverbrauch. Dessen relatives
Gewicht am Endenergieverbrauch hat in
den vergangenen 15 Jahren sogar leicht
zugenommen. Die Anteile der Industrie
und des Sektors Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD) sind dagegen tendenziell
zurückgegangen. 2007 entfielen 28 % des
Endenergieverbrauchs auf den Industriesektor, 26 % auf die privaten Haushalte
sowie 16 % auf Gewerbe, Handel und
Dienstleistungen.
10.5 Energieproduktivität
gieintensität
und
Ener-
Der Verbesserung der Energieeffizienz
wird in der aktuellen energiepolitischen
Debatte besondere Bedeutung beigemessen. Als Indikatoren werden dabei meist
die gesamtwirtschaftliche Energieintensität, gemessen als Primärenergieverbrauch
pro Einheit Bruttoinlandsprodukt (BIP),
oder deren Kehrwert, die Energieproduktivität, verwendet. Diese Indikatoren ermöglichen eine Gegenüberstellung von
Energieaufwand und –nutzen, wenn sie
auch mit einigen Mängeln behaftet sind.
So ist etwa die Höhe des Energieverbrauchs auch immer von der Wirtschaftsstruktur abhängig. Änderungen in der
strukturellen Zusammensetzung der Wirtschaft können in diesen Indikatoren jedoch nicht erfasst werden. Zudem haben
kurzfristige Schwankungen in der Wirtschaftsleistung zwar deutlichen Einfluss
auf den Energieverbrauch in Industrie und
im GHD-Sektor, im geringeren Maße jedoch etwa auf den Verbrauch im Haushaltssektor. Dadurch lassen sich kurzfristige Rückschläge in diesem Effizienzindika-
tor erklären, etwa für das schlechte wirtschaftliche Jahr 2001 (Abbildung 10.7).
Auch die bereits erwähnten statistischen
Sonderfaktoren bei der Ermittlung des
Energieverbrauchs
sowie
Temperaturschwankungen können sich verzerrend auf
die Indikatorenwerte auswirken. Darüber
hinaus kann die jeweils gewählte Methode
zur primärenergetischen Bewertung der
Kernenergie und der Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung die Höhe des
Primärenergieverbrauchs und damit der
Energieproduktivität beeinflussen48.
Insbesondere zu Beginn der 90er Jahre
kam es vor allem aufgrund von Anpassungsprozessen in den neuen Bundesländern zu einem raschen Anstieg der Energieproduktivität. In den ersten Jahren dieses Jahrzehnts hat sich dieser Trend jedoch deutlich abgeschwächt. So konnte im
Zeitraum von 1990 bis 2000 die gesamtwirtschaftliche Energieproduktivität um
durchschnittlich 2,1 % pro Jahr gesteigert
werden, während von 2001 bis 2006 die
jährliche Steigerungsrate im Durchschnitt
nur noch bei 0,9 % lag. Der drastische
Rückgang des Indikatorwerts zwischen
2006 und 2007 beruht wiederum auf den
bereits erwähnten statistischen Sonderfaktoren, die angesichts der anhaltend
48
Die heute übliche Verwendung des Wirkungsgradprinzips führt bei der Berechnung des Energieeinsatzes in der Stromerzeugung bei Kernenergie aufgrund des angesetzten Wirkungsgrads
von 33 % zu einem verhältnismäßig hohen Energieverbrauch. Im Gegensatz dazu wird bei Wasser- und Windkraft sowie Photovoltaik ein impliziter Wirkungsgrad von 100 % unterstellt, wodurch
ein vergleichsweise niedriger Primärenergieverbrauch resultiert. Bei Steigerung der Stromerzeugung aus diesen regenerativen Energieträgern
und gleichzeitigem Rückgang der Stromerzeugung aus Kernenergie ergibt sich also automatisch eine Verringerung des Primärenergieverbrauchs und damit eine Verbesserung der
Energieproduktivität, ohne dass die Effizienz tatsächlich gesteigert worden sein muss.
219
lich zurückgegangen. Zwischen 1996 und
2006 pendelte der Wert jedoch um ein
Niveau, das ca. 5 % unter dem Ausgangswert von 1990 lag. Der darauffolgende Rückgang zwischen 2006 und 2007
ist wiederum größtenteils durch Verzerrungen in den zugrunde liegenden statistischen Daten bedingt.
hohen Ölpreise auch im Jahr 2008 noch
ihren Niederschlag finden.
Der Bruttostromverbrauch pro Einheit
Bruttoinlandsprodukt ist seit der Wiedervereinigung deutlich weniger stark gesunken als die gesamte Energieintensität. Im
Jahr 2006 lag der Indikatorwert um circa
12 % niedriger als 1990, im Jahr 2008 um
15 %. Auch der Primärenergieverbrauch
pro Kopf ist Anfang der 90er Jahre deut140
130
Index 1990 = 100
120
110
100
90
80
70
PEV pro Kopf
PEV
Bruttostromverbrauch pro Einheit BIP (real)
20
08
20
07
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
00
19
99
19
98
19
97
19
96
19
95
19
94
19
93
19
92
19
91
19
90
60
PEV pro Einheit BIP (real)
BIP (real)
Abbildung 10.7: Wesentliche Energieindikatoren für Deutschland im Überblick
Diese Indikatoren werden neben intertemporalen auch häufig zu internationalen
Vergleichen herangezogen: Mit 7,3 PJ pro
1 000 $2000 BIP lag die Energieintensität in
Deutschland im Jahr 2006 unter dem EUDurchschnitt und weitaus niedriger als in
den USA (Abbildung 10.8). Das hohe globale Niveau ist vor allem auf die niedrige
Wirtschaftsleistung in Entwicklungsländern
zurückzuführen. Ein etwas anderes Bild
vermittelt der Primärenergieverbrauch pro
Kopf, der mit 177 GJ in Deutschland höher
ist als der EU-Durchschnitt, aber nur etwa
halb so hoch wie der der USA. Hier liegt
das globale Niveau mit 75 GJ pro Kopf
angesichts des geringeren Verbrauchs in
Entwicklungsländern deutlich niedriger.
220
14
350
13,0
324
PEV pro Kopf [GJ/Kopf]
10
250
8,6
8,0
200
7,3
177
8
155
6
150
4
100
75
PEV pro Einheit BIP
[GJ/1.000 US-$(real 2000)]
12
300
2
50
0
0
Welt
USA
EU-27
DEU
Welt
Primärenergieverbrauch pro Kopf
USA
EU-27
DEU
Primärenergieverbrauch pro BIP
Quelle: IEA (2008): World Energy Balances
Abbildung 10.8: Primärenergieverbrauch pro Kopf und pro Einheit Bruttoinlandsprodukt im internationalen Vergleich (2006)
Darüber hinaus gibt Tabelle 10.2 einen
Überblick über wichtige Kenngrößen zur
Entwicklung der Energieeffizienz in der
Energieumwandlung sowie in den verschiedenen
Endnachfragesektoren.
So
Tabelle 10.2:
bildet im GHD-Sektor die Erwerbstätigenzahl einen wichtigen Einflussfaktor auf den
Energieverbrauch, während im Haushaltssektor vor allem der Umfang der gesamten Wohnfläche ausschlaggebend ist.
Energieeffizienzindikatoren nach Sektoren
Wirkungsgrad fossiler
UmwandlungsStromerzeugungssektor
anlagen (%)
1991
1995
2000
2005
2006
2007
Rel. Änderung
1991 - 2007
37,4
38,1
39,7
42,2
42,0
41,4
10,6%
Industrie
EEV (TJ) / Mrd. €2000
Bruttoinlandsprodukt
1530,0
1324,8
1174,0
1140,9
1129,3
1090,4
-28,7%
GHD
EEV (TJ) / Tsd.
Erwerbstätige (GHD)
65,2
56,8
49,6
44,5
47,9
43,1
-33,9%
Haushalte
EEV (temp.bereinigt,
MJ) / qm Wohnfläche
874,6
884,3
899,7
799,9
798,0
700,4
-19,9%
Verkehr
Kraftstoffverbauch
(lBenzin-äqu.) / PKW u.
100 km Fahrleistung
9,34
8,95
8,44
8,05
8,06
7,99
-14,5%
221
10.6 Emissionen
Da mit ca. 85 % ein Großteil der Treibhausgasemissionen durch die Gewinnung
und Nutzung von Energie entsteht, wird in
diesem Kontext noch die Entwicklung der
CO2-Emissionen in Deutschland seit der
Wiedervereinigung betrachtet. Zwischen
1990 und 2008 konnte eine Minderung der
energiebedingten CO2-Emissionen um etwa 21 % erreicht werden, von 948 Mio. t
auf 751 Mio. t (Abbildung 10.9).
1000
12
10
948
840
17%
800
772
800
21%
21%
20%
22%
21%
20%
13%
12%
12%
13%
4
42%
43%
47%
47%
2
6
23%
16%
400
200
44%
Umwandlung
Haushalte, GHD, Landwirtschaft & Militär
CO2-Emissionen (t) pro Kopf
20
08
20
07
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
00
19
99
19
98
19
97
19
96
19
95
19
94
19
93
19
92
0
19
91
0
19
90
8
23%
23%
600
747 751
CO2-Emissionen pro Kopf [t/Kopf]
Energiebedingte CO2-Emissionen [Mio. t CO2]
1200
Industrie
Verkehr
Quelle: UBA (2010): Nationale Trendtabellen für die deutsche Berichterstattung atmosphärischer Emissionen
BMWI (2009): Energiedaten
Abbildung 10.9: Energiebedingte CO2-Emissionen nach Sektoren in Deutschland
Der überwiegende Teil dieses Rückgangs des wichtigsten Treibhausgases
geht auf die Umstrukturierungsprozesse in
den neuen Bundesländern nach der Wiedervereinigung zurück. Zwischen 1999
und 2004 schwankten die energiebedingten CO2-Emissionen um das Niveau von
ca. 800 Mio. t. Seit 2005 ist ein erneuter
leichter Rückgang zu beobachten, der auf
die hohen Energiepreise, die bereits erwähnten statistischen Sonderfaktoren sowie die Einführung des Emissionshandels
zurückgeführt werden kann.
Mit ca. 47 % entstammten 2008 nahezu
die Hälfte der energiebedingten CO2-Emissionen aus dem Energiesektor, 20 % aus
dem Haushalts- und GHD-Sektor, 20 %
aus dem Verkehrssektor sowie 13 % aus
der Industrie. In der Industrie konnten
auch die deutlichsten Einsparungen erzielt
werden, wo zwischen 1990 bis 2008 die
energiebedingten CO2-Emissionen um beinahe 40 % reduziert werden konnten. Der
CO2-Ausstoß im Energieumwandlungssektor konnte im selben Zeitraum nur um
15 % gesenkt werden, im Verkehrssektor
gar nur um 6 %.
Die energiebedingten CO2-Emissionen
pro Kopf sind in diesem Zeitraum um insgesamt 23 % gesunken und lagen 2008
bei 9,1 t/a. Der CO2-Ausstoß je Einheit
BIP wurde zwischen 1990 und 2006 um
insgesamt 34 % reduziert.
Ergebnistabellen und Sensitivitätsanalysen
222
11 Anhang B: Ergebnistabellen und Sensitivitätsanalysen
11.1 Datentabellen „Referenzprognose“
Tabelle 11.1:
Ergebnistabelle Referenzprognose (Ra)
Unit
Netto-Stromerzeugung
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Sonstige / Müll nicht-ern.
Summe
Anteil Erneuerbare am
Netto-Engpassleistung
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Jahresvolllaststunden
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas und sonstige Gase
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Jahresdurchschnitt
KWK-Strom
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
sonst. Gase nicht-ern.
Summe
Anteil KWK
Brennstoffeinsatz Stromerzeugung
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Erzeugung Fernwärme
KWK (öffentlich)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Heizwerke (öffentlich)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Abwärme
Summe
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
131
152
11
36
145
20
0
0
15
0
0
508
135
130
7
39
146
24
2
0
14
0
0
497
134
136
5
47
161
28
8
0
13
0
9
540
122
143
6
69
155
26
27
1
14
0
20
581
129
143
5
73
133
25
40
3
23
0
23
597
122
141
10
72
126
30
55
7
30
1
10
603
133
135
7
71
97
30
66
10
31
1
7
588
118
130
7
110
22
31
99
13
36
1
6
573
77
135
4
136
0
31
128
16
38
2
5
572
85
133
4
123
0
31
153
19
40
3
5
596
%
3,4
4,7
6,3
10,4
14,2
18,1
20,3
27,1
32,3
36,4
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
31
26
10
17
24
9
0
0
2
0
0
119
31
22
9
20
23
9
1
0
2
0
0
117
30
20
7
21
22
9
6
0
2
0
2
121
28
20
6
21
20
11
18
2
2
0
6
134
28
20
6
22
20
11
22
4
4
0
6
143
30
21
4
29
16
11
30
8
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0
3
157
28
17
3
29
12
11
34
11
5
0
3
153
24
17
2
32
3
11
47
14
6
0
1
156
20
18
1
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0
11
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6
0
1
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13
17
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0
11
62
20
6
0
1
182
4193
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2154
5989
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6514
0
0
4266
4342
5898
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2002
6385
2672
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6498
0
0
4240
4433
6794
691
2201
7175
2939
1243
577
6453
0
4350
4466
4425
7039
933
3314
7600
2404
1475
738
6029
0
3413
4333
4649
7015
784
3277
6507
2315
1781
858
6238
0
4013
4164
4088
6702
2270
2469
7919
2822
1852
929
5332
7446
3218
3839
4763
7741
2536
2428
7996
2851
1946
929
5771
7446
2826
3851
5015
7771
3492
3429
8266
2911
2093
929
6171
7446
4365
3662
3790
7635
3068
3399
0
2911
2405
929
6398
7446
5682
3410
6467
7630
4896
2427
0
2911
2466
929
6483
7446
5767
3266
28
6
1
14
0
1
1
1
52
9,6
18
6
2
38
0
4
1
2
71
12,2
16
5
2
43
0
7
1
2
76
12,8
18
5
3
46
0
9
1
2
85
14,1
22
4
3
45
0
13
1
2
90
15,4
25
3
3
61
0
15
0
2
109
19,0
25
3
0
65
0
16
0
2
110
19,3
16
3
0
79
0
18
0
2
118
19,8
1268
1420
63
391
1851
115
34
0
56
0
136
5335
1161
1462
92
607
1779
104
98
5
67
0
54
5429
1345
1480
79
694
1533
74
143
11
113
0
18
5490
1073
1354
76
553
1449
83
198
27
221
11
84
5128
1130
1283
56
498
1111
84
239
35
205
11
70
4723
953
1205
50
614
250
88
355
48
266
18
70
3917
545
1167
39
760
0
88
461
59
277
28
71
3494
675
1137
39
665
0
88
550
68
279
38
67
3605
298
111
21
12
133
13
1
8
54
2
0
0
44
3
0
5
5
358
313
128
17
12
128
19
0
8
55
2
0
0
44
5
0
5
5
373
319
149
11
11
120
20
0
8
56
1
0
0
44
6
0
5
6
381
327
135
11
1
146
26
0
8
53
0
0
0
41
7
0
5
6
386
321
66
11
1
204
31
0
8
53
0
0
0
39
8
0
5
6
379
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
%
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
1270
1795
109
332
1663
89
0
0
60
0
108
5426
1332
1455
82
341
1681
99
6
0
60
0
92
5148
Unit
Primärenergieverbrauch (Wirkungsgrad Methode)
Steinkohle
PJ
Braunkohle
PJ
Mineralöl
PJ
Gase
PJ
Kernenergie
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Wasser, Wind, Solar
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Sonst. Erneuerbare
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Müll (nicht-ern.)
PJ
Stromimport
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
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Gas + LPG
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Anteil Erneuerbarer am
Endenergieverbrauch
%
Endenergieverbrauch Industrie
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch GHD
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch Haushalte
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch Verkehr
Diesel
PJ
Benzin
PJ
Kerosin
PJ
Biokraftstoffe
PJ
Gas inkl. LPG
PJ
Strom
PJ
Sonstige
PJ
Summe
PJ
CO2-Emissionen
Umwandlung/ Erzeugung
Mio. t
Industrie
Mio. t
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
Mio. t
Transport
Mio. t
Summe (exkl. internat. Luftverkehr)
Mio. t
Internationaler Luftverkehr
Mio. t
Summe (inkl. internat. Luftverkehr)
Mio. t
davon Energiebedingt
Mio. t
223
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
2306
3201
5217
2328
1668
58
125
0
3
14905
2060
1734
5689
2812
1682
83
192
0
17
14269
2021
1550
5499
2996
1851
127
346
0
11
14401
1808
1596
5166
3236
1779
173
602
136
-31
14465
1990
1612
4701
3118
1533
228
746
133
-68
13993
1740
1425
4689
2749
1449
354
850
137
9
13403
1774
1365
4626
2623
1111
410
908
137
97
13052
1556
1272
4244
2746
250
547
1090
138
136
11979
1121
1217
3999
2833
0
668
1104
138
172
11253
1163
1184
3904
2690
0
773
1047
139
121
11021
1481
3980
1871
1638
383
120
0
629
4305
2260
1650
366
112
0
513
4064
2410
1780
265
202
0
396
3730
2266
1864
264
371
30
484
3242
2169
1904
264
489
33
397
3315
2065
1995
296
571
26
384
3257
1984
2032
309
649
41
325
2895
1974
2016
318
743
40
304
2625
1933
2042
327
725
38
288
2542
1808
2079
325
722
38
1
9473
0
9323
0
9234
0
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0
8585
0
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0
8657
0
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0
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0
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11,2
12,8
16,2
18,2
20,0
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308
936
748
101
16
0
479
299
929
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70
11
0
445
199
972
748
43
14
0
355
174
909
823
45
88
30
437
158
842
816
44
114
33
356
130
763
838
45
112
26
348
116
722
881
44
152
41
306
72
747
836
43
171
40
304
64
702
841
42
173
38
288
54
672
865
41
175
38
0
2977
0
2474
0
2421
0
2424
0
2444
0
2269
0
2303
0
2216
0
2165
0
2133
250
603
302
419
122
39
0
46
550
406
447
125
5
0
19
406
454
504
91
4
0
9
364
397
473
88
10
0
12
266
433
522
90
18
0
11
263
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104
56
0
9
238
400
566
111
60
0
6
210
345
559
122
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0
1
200
321
559
134
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0
1
179
295
556
134
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0
0
1733
0
1579
0
1478
0
1341
0
1340
0
1419
0
1383
0
1303
0
1281
0
1238
363
740
633
422
160
65
0
104
902
925
458
171
96
0
49
779
984
470
131
171
0
32
689
1012
509
131
196
0
35
441
887
508
130
202
0
30
569
852
532
148
270
0
27
526
819
523
155
302
0
13
396
810
550
153
306
0
0
283
811
553
151
299
0
0
256
735
552
149
293
0
0
2383
0
2656
0
2584
0
2569
0
2202
0
2401
0
2352
0
2228
0
2097
0
1985
802
1330
196
0
0
49
1
2379
1019
1301
233
0
1
58
2
2614
1145
1238
297
12
1
57
0
2751
1109
993
344
77
5
58
0
2586
1102
894
374
155
14
59
0
2598
1093
855
404
132
30
60
0
2574
1160
789
428
135
44
63
0
2619
1085
669
462
206
72
71
0
2565
1022
565
490
186
100
89
0
2452
1058
483
512
181
106
106
0
2446
419
239
361
193
351
181
369
166
389
173
336
166
326
159
280
154
214
147
213
145
216
158
1032
11
1044
960
194
172
920
15
934
854
172
177
881
19
901
818
159
156
849
23
873
795
129
148
839
25
864
781
140
150
792
24
816
747
134
151
770
25
795
728
117
139
689
28
717
653
109
128
599
30
629
565
101
125
584
32
616
552
224
Unit
Nettoimporte (Wirkungsgradmethode)
Kohlen
Mineralölprodukte
Gas
Kernenergie
Strom
Erneuerbare
Sonstiges
Summe
Rahmenannahmen
Bevölkerung
Beschäftigte GHD
Haushalte
Wohnfläche HH
Indikatoren
Energieintensität (PEV/BIP)
CO2-Intensität des BIP
CO2-Intensität pro Person
CO2-Intensität des
Endenergieintensität Ind. (EEVIndustrie/BIP)
Endenergieintensität GHD
(EEVGHD/Beschäftigte)
Endenergieintensität HH
(EEVHaushalte/Wohnfläche)
Effizienz Verkehr
(Kraftstoffverbrauch PKW/100 km)
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
145
4956
1761
1606
3
0
0
8471
434
5421
2220
1682
17
0
0
9775
925
5215
2368
1851
11
0
0
10371
1062
5111
2571
1779
-31
0
0
10492
1321
4431
2592
1533
-68
0
0
9809
1441
4575
2309
1449
9
39
0
9822
1594
4521
2223
1111
97
35
0
9581
1556
4154
2386
250
136
98
0
8580
1121
3999
2833
0
172
88
0
8213
1163
3904
2690
0
121
111
0
7989
Mrd. € 2000
Mio.
Mio.
Mio.
[Mio. m²]
1720
79,0
26
35,0
2774
1867
82,0
28,00
37,0
3005
2063
82,0
30,00
38,0
3245
2125
82,0
30,00
39,0
3395
2242
82,0
31,00
40,0
3448
2254
82,0
30,00
41,0
3574
2394
82,0
30,00
41,0
3654
2526
81,0
30,00
42,0
3787
2652
81,0
30,00
42,0
3913
2784
80,0
29,00
42,0
4014
PJ/ Mio. PER
Mrd. €2000/PJ
PJ/Mrd. €2000
kg/€2000
t/PER
188
0,12
8,67
0,60
13,01
175
0,13
7,64
0,49
11,26
175
0,14
6,98
0,43
10,72
175
0,15
6,81
0,40
10,30
170
0,16
6,24
0,37
10,20
163
0,17
5,95
0,35
9,66
160
0,18
5,45
0,32
9,41
147
0,21
4,74
0,27
8,47
140
0,24
4,24
0,23
7,43
138
0,25
3,96
0,21
7,33
Mio. t/EJ
69,26
64,47
61,19
58,73
59,96
59,12
58,98
57,55
53,25
53,01
TJ/Mrd. €2000
TJ/Tsd.
Erwerbst. GHD
1731
1325
1174
1141
1090
1007
962
877
816
766
66,2
56,8
49,6
44,5
43,1
47,5
46,7
43,8
43,3
43,3
MJ/qm Fläche
[lBenzin äqu.
/100 km]
859,0
883,6
796,3
756,6
638,7
671,9
643,7
588,2
535,9
494,5
9,5
8,9
8,4
8,0
8,0
6,9
6,6
6,0
5,3
4,9
0
11
29
43
361
11
0
0
0
0
38
38
0
0
0
0
0
212
212
0
32
0
0
0
0
0
11
1420
0
0
0
1591
0
0
0
324
0
0
0
0
0
18
0
26
0
0
41
0
127
2
0
389
0
0
43
0
4
1
23
0
0
4
1425
1354
0
0
1740
987
86
0
8
0
354
238
8
4
42
22
0
10
1425
0
Braunkohle
299
1441
Steinkohle
Energiebilanz DE
2012
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4514
0
0
0
0
0
0
4514
0
4514
0
0
0
Erdöl (roh)
114
4400
14
12
0
0
854
1
0
855
2
0
0
869
0
0
0
0
0
0
0
869
0
0
0
1335
0
1335
0
130
0
0
0
0
0
0
130
0
-336
0
0
0
0
-336
Benzin
76
76
0
20
1062
0
11
1093
0
0
0
1169
0
0
0
0
0
0
0
1169
0
0
0
1367
0
1367
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
-197
0
0
0
0
-197
Diesel
2
2
0
0
0
404
0
404
0
0
0
406
0
0
0
0
0
0
0
406
0
0
0
200
0
200
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
207
0
0
0
0
207
Kerosin
Mineralöle
695
152
106
0
0
0
0
0
543
131
0
800
19
25
3
6
3
7
42
931
0
0
0
1165
0
1165
0
176
0
0
0
0
17
0
113
0
-57
46
1
0
0
-57
Heizöl
46
21
24
0
18
0
0
18
24
805
0
88
5
12
1
3
0
1
3
892
0
0
0
493
0
493
0
159
0
0
0
0
0
0
129
0
558
28
1
0
0
558
Sonstige
1272
420
763
0
12
0
0
12
852
86
0
2047
121
191
38
99
91
23
199
2133
0
0
0
0
294
294
30
879
0
0
0
0
154
62
0
111
2749
420
133
0
440
2309
Gase
327
56
112
0
131
0
0
132
270
0
0
571
0
12
0
19
55
0
26
571
0
0
0
0
318
318
0
952
0
0
0
308
39
20
0
353
1205
146
86
0
1166
39
Erneuerbare
Energien
0
0
26
0
0
0
0
0
0
0
0
26
0
7
0
5
0
0
14
26
0
0
0
0
0
0
0
111
0
0
0
0
20
6
0
0
137
46
38
0
137
0
Sonstige
Energieträger
35
0
0
25
29
9
0
0
0
0
9
1097
565
838
59
1
0
0
60
532
0
0
1995
92
199
68
32
69
11
366
1995
332
0
0
0
0
2173
98
89
1209
176
455
Strom
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1449
0
0
0
0
0
0
0
0
1449
0
0
1449
251
104
45
0
0
0
0
0
148
0
0
296
1
16
1
1
2
0
23
296
0
298
54
0
5
358
62
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Kernenergie Fernwärme
0
0
1449
0
Elektrischer Strom und andere
Energieträger
3820
1419
2269
79
2078
406
11
2574
2401
1030
0
8664
476
474
116
230
243
42
688
9693
332
298
54
4559
867
7952
190
11472
1209
176
455
343
382
91
4911
923
13403
3026
345
1449
Summe
3581
9822
Energieträger
insgesamt
Tabelle 11.2:
NICHTENERGETISCHER VERBRAUCH
Statistische Differenzen
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
NM-Mineralische Stoffe
Papier
Glas
Sonstige
Bergbau, Gew. Steine u. Erden,
Verarbeit. Gewerbe insg.
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Küsten- und Binnenschiffahrt
Verkehr insgesamt
Haushalte
Gewerbe, Handel, Dienstleistungen
u.übrige Verbraucher
Haushalte, Gewerbe, Handel und
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
PRIMÄRENERGIEVERBRAUCH IM
INLAND
Öffentliche Wärmekraftwerke
Industriewärmekraftwerke
Kernkraftwerke
Wasserkraftwerke, Wind- und
Photovoltaikanlagen
Öffentliche Heizkraftwerke
Fernheizwerke
Raffinerien
Übrige Umwandlungssbereiche
Umwandlungseinsatz und
Eigenverbrauch insgesamt
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Umwandlungsausstoß insgesamt
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
INL.UMWANDLUNGSEKTOR
PJ
225
Energiebilanz Deutschland 2012 für die Referenzprognose (Ra)
0
11
25
56
336
9
0
0
0
0
51
51
0
0
0
0
0
179
179
0
45
0
0
0
0
0
11
1360
0
0
0
1617
0
0
0
303
0
0
0
0
0
16
0
21
0
0
56
0
149
2
0
336
0
0
56
0
4
1
31
0
0
9
1365
1283
0
0
1774
1056
74
0
8
0
328
229
8
4
33
24
0
5
1365
0
Braunkohle
180
1594
Steinkohle
Energiebilanz DE
2015
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4538
0
0
0
0
0
0
4538
0
4538
0
0
0
Erdöl (roh)
105
4433
14
12
0
0
788
1
0
789
2
0
0
803
0
0
0
0
0
0
0
803
0
0
0
1330
0
1330
0
131
0
0
0
0
0
0
131
0
-396
0
0
0
0
-396
Benzin
74
74
0
19
1129
0
11
1159
0
0
0
1234
0
0
0
0
0
0
0
1234
0
0
0
1420
0
1420
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
-186
0
0
0
0
-186
Diesel
2
2
0
0
0
428
0
428
0
0
0
430
0
0
0
0
0
0
0
430
0
0
0
217
0
217
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
213
0
0
0
0
213
Kerosin
Mineralöle
631
130
94
0
0
0
0
0
501
131
0
725
18
23
3
5
2
7
36
856
0
0
0
1176
0
1176
0
161
0
0
0
0
13
0
114
0
-159
34
0
0
0
-159
Heizöl
43
20
22
0
24
0
0
24
24
813
0
90
5
11
1
2
0
1
3
903
0
0
0
437
0
437
0
151
0
0
0
0
0
0
130
0
616
21
0
0
0
616
Sonstige
1218
400
722
0
19
0
0
19
819
86
0
1960
109
177
37
90
86
23
200
2046
0
0
0
0
349
349
29
896
0
0
0
0
149
49
0
200
2623
383
115
0
400
2223
Gase
362
60
152
0
135
0
0
135
302
0
0
649
0
28
0
26
78
0
20
649
0
0
0
0
356
356
0
1025
0
0
0
358
49
21
0
381
1318
143
74
0
1284
35
Erneuerbare
Energien
0
0
41
0
0
0
0
0
0
0
0
41
0
7
0
5
0
0
28
41
0
0
0
0
0
0
0
97
0
0
0
0
20
6
0
0
137
33
37
0
137
0
Sonstige
Energieträger
35
0
0
24
24
97
0
0
0
0
97
1089
566
881
61
2
0
0
63
523
0
0
2032
103
208
70
33
72
11
382
2032
383
0
0
0
0
2116
97
84
1219
166
349
Strom
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1111
0
0
0
0
0
0
0
0
1111
0
0
1111
265
111
44
0
0
0
0
0
155
0
0
309
1
22
1
1
0
0
19
309
0
313
55
0
5
373
63
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1111
0
Energieträger
3735
1383
2303
81
2097
430
12
2619
2352
1039
0
8657
465
488
117
226
263
42
702
9695
383
313
55
4581
939
8004
189
11172
1219
166
349
394
402
78
4938
997
13052
2953
300
1111
Summe
3471
9581
Energieträger
insgesamt
Tabelle 11.3:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
226
0
8
10
51
283
6
0
0
0
0
46
46
0
0
0
0
0
116
116
0
42
0
0
0
0
0
8
1268
0
0
0
1389
0
0
0
264
0
0
0
0
0
5
0
13
0
0
50
0
170
2
0
265
0
0
50
0
3
1
30
0
0
8
1272
1205
0
0
1556
905
48
0
8
0
274
216
4
4
30
5
0
5
1272
0
Braunkohle
0
1556
Steinkohle
Energiebilanz DE
2020
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4543
0
0
0
0
0
0
4543
0
4543
0
0
0
Erdöl (roh)
90
4453
13
11
0
0
668
1
0
669
2
0
0
682
0
0
0
0
0
0
0
682
0
0
0
1322
0
1322
0
131
0
0
0
0
0
0
131
0
-509
0
0
0
0
-509
Benzin
71
71
0
18
1055
0
12
1085
0
0
0
1155
0
0
0
0
0
0
0
1155
0
0
0
1511
0
1511
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-355
0
0
0
0
-355
Diesel
1
1
0
0
0
462
0
462
0
0
0
463
0
0
0
0
0
0
0
463
0
0
0
246
0
246
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
217
0
0
0
0
217
Kerosin
Mineralöle
482
110
59
0
0
0
0
0
372
131
0
541
17
12
3
2
1
6
19
672
0
0
0
1196
0
1196
0
157
0
0
0
0
12
0
114
0
-367
31
0
0
0
-367
Heizöl
40
18
14
0
37
0
0
37
22
821
0
91
5
6
1
1
0
1
1
912
0
0
0
344
0
344
0
149
0
0
0
0
0
0
130
0
716
19
0
0
0
716
Sonstige
1155
345
747
0
36
0
0
36
810
86
0
1938
115
192
35
82
96
23
205
2024
0
0
0
0
339
339
30
1031
0
0
0
0
139
49
0
230
2746
411
203
0
360
2386
Gase
367
61
171
0
205
0
0
206
306
0
0
743
0
28
1
31
89
0
22
743
0
0
0
0
371
371
0
1265
0
0
0
491
50
21
0
419
1637
215
69
0
1539
98
Erneuerbare
Energien
0
0
40
0
0
0
0
0
0
0
0
40
0
7
0
5
0
0
28
40
0
0
0
0
0
0
0
97
0
0
0
0
21
6
0
0
138
30
40
0
138
0
Sonstige
Energieträger
1109
559
836
64
7
0
0
71
550
0
0
2016
116
193
67
30
85
10
335
2016
515
0
0
0
0
2063
90
93
1233
236
79
35
0
0
24
34
136
0
0
0
0
136
Strom
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
250
0
0
0
0
0
0
0
0
250
0
0
250
275
122
43
0
0
0
0
0
153
0
0
318
1
24
1
1
0
0
16
318
0
319
56
0
6
381
63
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
250
0
Energieträger
3531
1303
2216
82
2008
463
12
2565
2228
1047
0
8312
469
468
112
212
276
40
640
9359
515
319
56
4620
879
7937
183
10374
1233
236
79
526
404
77
4942
997
11979
2816
360
250
Summe
3399
8580
Energieträger
insgesamt
Tabelle 11.4:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
227
0
0
1
34
279
1
0
0
0
0
32
32
0
0
0
0
0
95
95
0
34
0
0
0
0
0
0
1214
0
0
0
938
0
0
0
270
0
0
0
0
0
0
0
13
0
0
34
0
154
0
0
239
0
0
34
0
1
1
28
0
0
4
1217
1167
0
0
1121
513
32
0
9
0
270
221
8
4
27
2
0
7
1217
0
Braunkohle
0
1121
Steinkohle
Energiebilanz DE
2025
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4618
0
0
0
0
0
0
4618
0
4618
0
0
0
Erdöl (roh)
0
4618
12
10
0
0
564
1
0
565
2
0
0
577
0
0
0
0
0
0
0
577
0
0
0
1314
0
1314
0
133
0
0
0
0
0
0
133
0
-603
0
0
0
0
-603
Benzin
67
67
0
17
993
0
12
1022
0
0
0
1090
0
0
0
0
0
0
0
1090
0
0
0
1602
0
1602
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-513
0
0
0
0
-513
Diesel
1
1
0
0
0
490
0
490
0
0
0
491
0
0
0
0
0
0
0
491
0
0
0
276
0
276
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
215
0
0
0
0
215
Kerosin
Mineralöle
366
106
52
0
0
0
0
0
260
128
0
418
16
13
2
1
1
5
14
546
0
0
0
1215
0
1215
0
141
0
0
0
0
1
0
116
0
-528
24
0
0
0
-528
Heizöl
37
16
13
0
49
0
0
49
21
814
0
99
4
6
1
0
0
0
1
913
0
0
0
250
0
250
0
147
0
0
0
0
0
0
132
0
810
15
0
0
0
810
Sonstige
1131
321
702
0
51
0
0
51
811
84
0
1884
100
192
31
76
95
23
186
1968
0
0
0
0
340
340
31
1173
0
0
0
0
165
45
0
203
2833
532
228
0
0
2833
Gase
365
66
173
1
185
0
0
186
299
0
0
725
0
21
3
35
96
0
18
725
0
0
0
0
356
356
0
1404
0
0
0
608
49
21
0
422
1773
249
57
0
1685
88
Erneuerbare
Energien
0
0
38
0
0
0
0
0
0
0
0
38
0
8
0
6
0
0
25
38
0
0
0
0
0
0
0
100
0
0
0
0
21
7
0
1
138
43
28
0
138
0
Sonstige
Energieträger
1112
559
841
67
22
0
0
89
553
0
0
2042
128
200
65
30
92
10
316
2042
632
0
0
0
0
2060
88
102
1187
241
0
35
0
0
24
42
172
0
0
0
0
172
Strom
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
285
134
42
0
0
0
0
0
151
0
0
327
1
26
0
1
0
0
13
327
0
327
53
0
6
386
58
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Energieträger
3378
1281
2165
85
1863
491
12
2452
2097
1035
0
7995
469
475
107
204
287
38
585
9030
632
327
53
4657
828
7925
178
9970
1187
241
0
643
403
72
5024
941
11253
2542
345
0
Summe
3039
8213
Energieträger
insgesamt
Tabelle 11.5:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
228
0
0
1
31
266
1
0
0
0
0
30
30
0
0
0
0
0
92
92
0
31
0
0
0
0
0
0
1183
0
0
0
989
0
0
0
256
0
0
0
0
0
0
0
13
0
0
32
0
76
0
0
238
0
0
31
0
0
1
28
0
0
3
1184
1137
0
0
1163
658
17
0
9
0
257
214
8
4
24
0
0
6
1184
0
Braunkohle
0
1163
Steinkohle
Energiebilanz DE
2030
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4659
0
0
0
0
0
0
4659
0
4659
0
0
0
Erdöl (roh)
0
4659
11
9
0
0
482
1
0
483
2
0
0
494
0
0
0
0
0
0
0
494
0
0
0
1304
0
1304
0
135
0
0
0
0
0
0
135
0
-676
0
0
0
0
-676
Benzin
64
64
0
16
1029
0
12
1058
0
0
0
1122
0
0
0
0
0
0
0
1122
0
0
0
1695
0
1695
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-572
0
0
0
0
-572
Diesel
1
1
0
0
0
512
0
512
0
0
0
513
0
0
0
0
0
0
0
513
0
0
0
306
0
306
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
207
0
0
0
0
207
Kerosin
Mineralöle
325
91
42
0
0
0
0
0
234
124
0
367
15
13
2
0
1
4
8
491
0
0
0
1234
0
1234
0
142
0
0
0
0
1
0
117
0
-600
24
0
0
0
-600
Heizöl
34
14
11
0
44
0
0
44
20
803
0
89
4
6
0
0
0
0
1
892
0
0
0
153
0
153
0
148
0
0
0
0
0
0
133
0
887
15
0
0
0
887
Sonstige
1030
295
672
0
63
0
0
63
735
81
0
1765
95
191
26
71
84
23
182
1846
0
0
0
0
340
340
30
1154
0
0
0
0
231
44
0
214
2690
376
289
0
0
2690
Gase
366
73
175
1
179
0
0
181
293
0
0
722
0
16
4
34
106
0
15
722
0
0
0
0
323
323
0
1420
0
0
0
705
48
22
0
329
1820
263
54
0
1709
111
Erneuerbare
Energien
0
0
38
0
0
0
0
0
0
0
0
38
0
8
0
7
2
0
21
38
0
0
0
0
0
0
0
100
0
0
0
0
19
6
0
8
139
46
21
0
139
0
Sonstige
Energieträger
1108
556
865
71
35
0
0
106
552
0
0
2079
140
193
62
30
97
9
334
2079
730
0
0
0
0
2145
86
101
1151
265
0
35
0
0
25
41
121
0
0
0
0
121
Strom
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
284
134
41
0
0
0
0
0
149
0
0
325
1
30
0
1
0
0
9
325
0
321
53
0
6
379
54
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Energieträger
3223
1238
2133
88
1832
513
12
2446
1985
1018
0
7803
469
464
100
195
290
36
579
8821
730
321
53
4692
790
8001
170
10031
1151
265
0
741
388
71
5068
863
11021
2519
381
0
Summe
3031
7989
Energieträger
insgesamt
Tabelle 11.6:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
229
230
Tabelle 11.7:
Satellitenbilanz „Erneuerbarer Energieträger“ Deutschland 2012 für die Referenzprognose (Ra)
Zeile
Satellitenbilanz:
Biomasse und
erneuerbare Abfälle
Wasser- und Windkraft
einschl. Photovoltaik
WasserGewinnung im Inland
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Energieaufkommen im Inland
Ausfuhr
Bestandsaufstockungen
PRIMÄRENERGIEVERBRAUCH IM INLAND
Öffentliche Wärmekraftwerke (ohne HKW)
Wasserkraftwerke, Wind- und Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Hochöfen
Sonstige Energieerzeuger
Umwandlungseinsatz insgesamt
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Erdöl- und Erdgasgewinnung
Raffinerien
E.-Verbrauch im Umwandl.-Bereich insgesamt
Fackel- u. Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM INL.N.UMWANDLUNGSBILANZ
ENDENERGIEVERBRAUCH
Bergbau, Gew. Steine u. Erden, Verarbeit. Gewerbe insg.
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Gewerbe, Handel, Dienstleistungen u.übrige Verbraucher
Haushalte, Gewerbe, Handel und Dienstleistungen
Tabelle 11.8:
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomasse
-nutzung
(einschl. Deponiegas)
651,7
62,3
109,5
kraft
82,8
198,2
Photovoltaik
26,5
82,8
198,2
26,5
761,3
70,9
82,8
198,2
26,5
82,8
198,2
26,5
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
25,9
Umgebungswärme
45,2
73,2
62,3
25,9
45,2
73,2
690,3
115,3
75,1
62,3
19,6
10,8
25,9
11,0
45,2
73,2
38,7
9,4
0,0
11,0
82,8
198,2
26,5
353,5
592,0
41,4
11,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
318,1
318,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
416,3
20,9
14,9
45,2
73,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
20,9
20,9
0,0
14,9
0,0
45,2
0,0
73,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
416,3
91,0
0,4
131,3
0,0
0,3
132,0
179,0
14,4
193,4
0,0
8,9
6,0
14,9
0,0
17,9
27,4
45,2
0,0
64,7
8,5
73,2
0,0
1165,9
109,5
0,0
1275,5
70,9
0,0
1204,5
145,9
85,9
307,6
38,7
20,4
0,0
353,5
952,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
318,1
318,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
570,6
0,0
0,0
570,6
111,9
0,4
131,3
0,0
0,3
132,0
270,5
56,2
326,7
Satellitenbilanz:
Zeile
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomassenutzung
670,3
64,4
104,8
kraft
84,5
238,7
Photovoltaik
35,2
84,5
238,7
35,2
775,1
70,1
84,5
238,7
35,2
84,5
238,7
35,2
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
30,5
Umgebungswärme
51,5
108,5
64,4
30,5
51,5
108,5
705,0
111,9
62,8
64,4
19,6
11,0
30,5
11,0
51,5
108,5
48,6
9,4
0,0
11,1
84,5
238,7
35,2
380,9
613,7
41,8
11,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
355,5
355,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
446,9
22,6
19,5
51,5
108,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
22,6
22,6
0,0
19,5
0,0
51,5
0,0
108,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
446,9
129,0
0,2
134,9
0,0
0,3
135,4
167,5
15,0
182,5
0,0
12,0
7,5
19,5
0,0
25,5
26,0
51,5
0,0
97,1
11,4
108,5
0,0
1283,6
104,8
0,0
1388,4
70,1
0,0
1318,3
142,6
73,8
358,4
48,6
20,5
0,0
380,9
1024,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
355,5
355,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
649,0
0,0
0,0
649,0
151,7
0,2
134,9
0,0
0,3
135,4
302,0
59,9
361,9
Tabelle 11.9:
Zeile
Satellitenbilanz:
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Tabelle 11.10:
231
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomassenutzung
777,0
66,3
120,2
kraft
88,1
355,0
Photovoltaik
47,8
88,1
355,0
47,8
897,2
21,9
88,1
355,0
47,8
88,1
355,0
47,8
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
42,0
Umgebungswärme
55,8
106,5
66,3
42,0
55,8
106,5
875,3
179,5
58,5
66,3
18,0
10,3
42,0
18,0
55,8
106,5
47,5
9,4
2,3
11,1
88,1
355,0
47,8
419,4
714,2
41,7
18,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
371,4
371,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
532,4
24,7
24,0
55,8
106,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
24,7
24,7
0,0
24,0
0,0
55,8
0,0
106,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
532,4
146,2
0,3
205,0
0,0
0,3
205,6
164,6
16,0
180,6
0,0
14,0
10,0
24,0
0,0
32,0
23,8
55,8
0,0
94,9
11,6
106,5
0,0
1538,6
120,2
0,0
1658,8
21,9
0,0
1636,9
215,4
68,8
490,9
49,8
20,5
0,0
419,4
1264,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
371,4
371,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
743,4
0,0
0,0
743,4
170,9
0,3
205,0
0,0
0,3
205,6
305,5
61,4
366,9
Satellitenbilanz:
Zeile
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomasse
-nutzung
796,2
64,7
150,8
kraft
88,1
460,8
Photovoltaik
58,6
88,1
460,8
58,6
947,0
62,7
88,1
460,8
58,6
88,1
460,8
58,6
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
54,0
Umgebungswärme
60,7
101,5
64,7
54,0
60,7
101,5
884,3
199,2
50,1
64,7
21,0
7,1
54,0
28,4
60,7
101,5
45,0
9,4
3,6
11,1
88,1
460,8
58,6
421,6
725,4
42,8
28,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
356,0
356,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
514,9
21,9
25,7
60,7
101,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
21,9
21,9
0,0
25,7
0,0
60,7
0,0
101,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
514,9
151,3
1,1
184,6
0,0
0,4
186,1
160,6
17,0
177,6
0,0
14,7
11,0
25,7
0,0
35,7
25,0
60,7
0,0
88,1
13,4
101,5
0,0
1684,5
150,8
0,0
1835,3
62,7
0,0
1772,7
248,6
57,2
607,5
48,6
20,5
0,0
421,6
1404,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
356,0
356,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
724,6
0,0
0,0
724,6
173,1
1,1
184,6
0,0
0,4
186,1
299,0
66,4
365,4
232
Tabelle 11.11:
Zeile
Satellitenbilanz:
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Tabelle 11.12:
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomasse
-nutzung
710,5
64,3
141,9
kraft
88,1
549,5
Photovoltaik
67,6
88,1
549,5
67,6
852,4
31,0
88,1
549,5
67,6
88,1
549,5
67,6
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
65,3
Umgebungswärme
67,3
96,1
64,3
65,3
67,3
96,1
821,4
205,1
46,1
64,3
19,5
7,9
65,3
38,0
67,3
96,1
47,7
9,9
0,0
11,7
88,1
549,5
67,6
329,1
638,0
39,1
38,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
322,6
322,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
506,0
25,2
27,3
67,3
96,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
25,2
25,2
0,0
27,3
0,0
67,3
0,0
96,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
506,0
150,0
1,1
179,3
0,0
0,4
180,7
157,3
18,0
175,3
0,0
15,3
12,0
27,3
0,0
39,3
28,0
67,3
0,0
81,3
14,8
96,1
0,0
1708,7
141,9
0,0
1850,7
31,0
0,0
1819,6
262,6
54,0
705,2
47,7
21,6
0,0
329,1
1420,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
322,6
322,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
722,0
0,0
0,0
722,0
175,2
1,1
179,3
0,0
0,4
180,7
293,3
72,8
366,1
Entwicklung der CO2-Emissionen in der Referenzprognose (Ra) entsprechend der
Systematik der nationalen Emissionsinventare
Mio. t CO2
CO2-Emissionen insgesamt
inkl. internat. Luftverkehr
Energiebedingete Emissionen
Energiewirtschaft
Verarbeitendes Gewerbe
Verkehr
dar. Straßenverkehr
Übrige Feuerungsanlagen
darunter Gewerbe, Handel, Dienstleistungen
Haushalte
Prozessbedingte Emissionen
Sektoralstruktur in %
Energiewirtschaft
Verkehr
Haushalte
2006
2012
2020
2030
880,3
904,7
799,4
366,1
101,4
160,6
148,9
169,6
47,5
117,2
80,9
2006
100,0
90,8
41,6
11,5
18,2
16,9
19,3
5,4
13,3
9,2
792,4
816,2
723,0
336,1
96,2
150,1
141,9
140,5
47,7
92,7
69,5
2012
100,0
91,2
42,4
12,1
18,9
17,9
17,7
6,0
11,7
8,8
689,3
717,2
625,4
279,9
89,8
138,9
130,5
116,9
41,9
75,0
63,9
2020
100,0
90,7
40,6
13,0
20,1
18,9
17,0
6,1
10,9
9,3
584,2
615,9
520,5
212,9
81,6
125,2
117,2
100,7
40,8
59,9
63,7
2030
100,0
89,1
36,5
14,0
21,4
20,1
17,2
7,0
10,3
10,9
Tabelle 11.13:
233
Entwicklung der CO2-Emissionen in der Referenzprognose (Ra) im Common Reporting Format nach UNFCCC Richtlinie
CO2-Quellenkategorien (Mt)
2007
2012
2020
2030
Summe energiebedingte und prozessbedingte Emissionen
inkl. internationaler Luftverkehr
A. Verbrennung von Brennstoffen
und prozessbedingte Emissionen
1. Energiewirtschaft
a. Öffentliche Elektrizitäts- und Wärmeversorgung
b. übriger Umwandlungssektor1)
839,0
864,3
792,4
816,2
689,3
717,2
584,2
615,9
839,0
792,4
689,3
584,2
864,3
389,2
359,9
29,3
816,2
336,1
307,9
28,2
717,2
279,9
252,2
27,7
615,9
212,9
182,2
30,7
2. Verarbeitendes Gewerbe2)
a. Eisenschaffende Industrie
b. Nichteisen-Metalle
c. Chemische Industrie
d. Zellstoff, Papier und Druckerzeugnisse
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
172,8
52,1
1,3
0,0
0,0
119,4
0,8
7,7
22,9
88,0
148,3
2,3
144,1
1,3
0,5
25,3
128,8
42,9
85,9
0,0
165,7
51,1
1,9
0,0
0,0
112,7
0,6
7,0
19,6
85,5
150,1
5,9
141,9
1,5
0,8
23,8
140,5
47,7
92,7
0,0
153,7
48,9
1,7
0,0
0,0
103,1
0,5
6,6
17,6
78,4
138,9
6,1
130,5
1,3
0,9
27,8
116,9
41,9
75,0
0,0
145,3
49,3
1,4
0,0
0,0
94,6
0,3
5,8
15,0
73,5
125,2
5,9
117,2
1,2
0,9
31,8
100,7
40,8
59,9
0,0
3)
Sonstige (inkl. weitere Energieerzeugung)
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
Ziviler Luftverkehr
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
4)
4)
4. Sonstige Sektoren
a. GHD, Land-, Forstwirtschaft, Fischerei, andere Bereiche
b. Haushalte
B. Diffuse Emissionen aus Brennstoffen
1) Emissionen aus der Strom- und Wärmeerzeugung in Zechen- und Grubenkraftwerken sind in der Rubrik A.1.a (Öffentl. Elektrizitäts- und Wärmeversorgung) erfasst
2) Inklusive industrieller Prozessemissionen
3) Gemäß den UNFCCC-Richtlinien werden in dieser Subquellgruppe alle Emissionen berichtet, für die sich die Energieeinsätze nicht entsprechend der
Gliederung für A.2 disaggregieren lassen. Dazu zählen die gesamte Strom- und Wärmeerzeugung in Industriekraftwerken und Kesseln sowie alle
energiebedingten Emissionen aus der chemischen Industrie
4) Der für die UNFCCC-Emissionsbilanz des Jahres 2007 angenommene Anteil des nationalen Flugverkehrs an den gesamten Emisionen des Flugverkehrs
wurde im Jahr 2009 von 20 % auf 8,3 % korrigiert. Bei den Prognosewerten wurde hingegen ausgehend von der alten Aufteilung ein Anteil des nationalen
Flugverkehrs von 20 % in 2012 angenommen, der bis zum Jahr 2030 auf 16 % abnimmt
234
Tabelle 11.14:
Entwicklung der CH4-Emissionen in der Referenzprognose (Ra) im Common Reporting Format nach UNFCCC Richtlinie
CH4-Quellenkategorien (kt)
2007
2012
2020
2030
Summe energiebedingte Emissionen
564,3
564,6
536,0
536,4
492,0
492,4
479,7
480,2
48,5
43,0
38,7
33,8
2. Verarbeitendes Gewerbe
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
48,8
6,7
6,0
0,7
5,5
2,8
0,0
0,0
0,1
2,7
0,0
0,1
0,4
2,2
7,0
0,0
7,0
0,0
0,0
0,3
29,3
4,4
24,9
515,8
43,4
5,7
5,0
0,7
4,9
2,4
0,0
0,0
0,1
2,4
0,0
0,1
0,2
2,2
5,6
0,0
5,5
0,0
0,1
0,4
26,8
4,5
22,3
493,0
39,2
5,6
4,9
0,7
4,6
2,2
0,0
0,0
0,1
2,2
0,0
0,0
0,1
2,1
5,0
0,0
4,9
0,0
0,1
0,4
23,5
3,6
20,0
453,3
34,3
5,1
4,4
0,7
4,3
2,2
0,0
0,0
0,1
2,0
0,0
0,0
0,1
1,9
4,3
0,0
4,2
0,0
0,1
0,5
20,1
2,5
17,5
445,9
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
Ziviler Luftverkehr
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
2)
3)
3)
b. Haushalte
1) Emissionen aus der Strom- und Wärmeerzeugung in Zechen- und Grubenkraftwerken sind in der Rubrik A.1.a
(Öffentliche Elektrizitäts- und Wärmeversorgung) erfasst
2) Gemäß den UNFCCC-Richtlinien werden in dieser Subquellgruppe alle Emissionen berichtet, für die sich die Energieeinsätze nicht
entsprechend der Gliederung für A.2 disaggregieren lassen. Dazu zählen die gesamte Strom- und Wärmeerzeugung in
Industriekraftwerken und Kesseln sowie alle energiebedingten Emissionen aus der chemischen Industrie
3) Der für die UNFCCC-Emissionsbilanz des Jahres 2007 angenommene Anteil des nationalen Flugverkehrs an den gesamten
Emisionen des Flugverkehrs wurde im Jahr 2009 von 20 % auf 8,3 % korrigiert. Bei den Prognosewerten wurde hingegen
ausgehend von der alten Aufteilung ein Anteil des nationalen Flugverkehrs von 20 % in 2012 angenommen, der bis
zum Jahr 2030 auf 16 % abnimmt
Tabelle 11.15:
235
Entwicklung der N2O-Emissionen in der Referenzprognose (Ra) im Common Reporting Format nach UNFCCC Richtlinie
N2O-Quellenkategorien (kt)
2007
2012
2020
2030
21,0
22,2
20,1
21,5
18,9
20,5
18,6
20,4
21,0
20,1
18,9
18,6
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
22,2
13,1
12,6
0,5
2,7
0,3
0,0
0,0
0,0
2,4
0,0
0,1
0,3
2,0
3,6
0,1
3,5
0,0
0,0
1,2
1,5
0,5
1,0
0,0
21,5
12,4
11,8
0,6
2,6
0,3
0,1
0,0
0,0
2,2
0,0
0,0
0,1
2,0
3,5
0,1
3,4
0,0
0,0
1,4
1,6
0,6
1,0
0,0
20,5
12,1
11,5
0,6
2,2
0,3
0,0
0,0
0,0
1,8
0,0
0,0
0,1
1,6
3,4
0,1
3,3
0,0
0,0
1,6
1,2
0,5
0,8
0,0
20,4
12,0
11,4
0,6
2,1
0,3
0,0
0,0
0,0
1,7
0,0
0,0
0,1
1,6
3,2
0,1
3,1
0,0
0,0
1,8
1,3
0,5
0,8
0,0
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
Ziviler Luftverkehr
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
2)
3)
3)
b. Haushalte
236
Tabelle 11.16:
Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen in der Referenzprognose (Ra) im Common Reporting Format nach UNFCCC Richtlinie
Treibhausgas-Quellenkategorien (Mt CO2Äqu.)
und prozessbedingte CO2-Emissionen
2007
2012
2020
2030
857,4
883,0
809,9
834,1
705,5
733,8
600,0
632,4
846,5
799,6
696,0
590,6
872,2
393,4
363,9
29,5
823,8
340,1
311,7
28,4
724,3
283,7
255,8
27,9
623,0
216,8
185,9
30,9
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
173,7
52,3
1,3
0,0
0,0
120,1
0,8
7,7
23,0
88,6
149,5
2,4
145,3
1,3
0,5
25,7
129,9
43,1
86,8
10,8
166,6
51,2
1,9
0,0
0,0
113,4
0,6
7,0
19,7
86,2
151,4
6,0
143,1
1,5
0,8
24,2
141,5
48,0
93,5
10,4
154,5
49,0
1,7
0,0
0,0
103,7
0,5
6,6
17,6
79,0
140,1
6,2
131,6
1,3
0,9
28,3
117,8
42,1
75,7
9,5
146,1
49,4
1,4
0,0
0,0
95,2
0,4
5,8
15,0
74,0
126,3
5,9
118,3
1,2
0,9
32,3
101,5
41,0
60,5
9,4
3)
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
Ziviler Luftverkehr
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
4)
4)
b. Haushalte
Tabelle 11.17:
237
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Referenzprognose (Ra)
Status Quo
(2008)
THG-Emissionen
-20%
(1990-2007)
CO2-Emissionen
-19%
(1990-2007)
Ziel 2020
Erläuterung
-21% (bis 2012)
(-40%)
-40% nur, wenn
EU-weit Reduktion
um 30%
(Ra)
2020
2030
-34%
-44%
-33%
-43%
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
16%
20%
Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am
27%
36%
Energien
ca. 6%
14%
15%
17%
1,84%/a
(1990-2008)
Verdopplung
(=+100%) der
(BIP/PEV)
Basisjahr: 1990
+83%
+119%
(1990-2020)
(1990-2030)
-20%
(EU-Ziel, hier auf
Deutschland bezogen)
Δ PEV bezogen auf
Trendannahme EUKommission
Trendannahme für DE
-12%
-18%
13592 PJ
13418 PJ
-9% Endenergie
(bis 2016,
Einsparrichtwert)
Basis: EEV
Durchschnitt
2001-2005
-14,2%
-19,7%
7,3%
7%
Gemessen als
Treibhausgaseinsparung (Änderung der
Systematik)
10,5%
10,5%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
Verdopplung auf etwa
25 %
19%
20%
Stromerzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
22 TWh
0 TWh
Quellen
Energieeffizienz
Biokraftstoffanteil
238
11.2 Datentabellen „Varianten mit Laufzeitverlängerung“
Tabelle 11.18:
Ergebnistabelle Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb)
Unit
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Jahresdurchschnitt
KWK-Strom
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Summe
Anteil KWK
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
KWK (öffentlich)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Abwärme
Summe
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
131
152
11
36
145
20
0
0
15
0
0
508
135
130
7
39
146
24
2
0
14
0
0
497
134
136
5
47
161
28
8
0
13
0
9
540
122
143
6
69
155
26
27
1
14
0
20
581
129
143
5
73
133
25
40
3
23
0
23
597
114
140
8
62
160
30
55
7
30
0
9
616
113
133
7
46
156
30
66
10
31
1
7
601
104
129
7
61
111
31
99
13
36
1
6
598
50
130
4
112
61
31
128
16
38
2
5
578
60
128
4
151
0
31
153
19
40
3
5
594
%
3,4
4,7
6,3
10,4
14,2
17,8
20,0
27,0
32,4
36,6
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
31
26
10
17
24
9
0
0
2
0
0
119
31
22
9
20
23
9
1
0
2
0
0
117
30
20
7
21
22
9
6
0
2
0
2
121
28
20
6
21
20
11
18
2
2
0
6
134
28
20
6
22
20
11
22
4
4
0
6
143
30
21
4
29
20
11
30
8
6
0
3
161
28
17
3
29
20
11
34
11
5
0
3
160
22
17
2
30
14
11
47
14
6
0
1
164
19
17
1
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7
11
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6
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1
168
12
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1
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0
11
62
20
6
0
1
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5989
2264
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6514
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5898
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2002
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4240
4433
6794
691
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7175
2939
1243
577
6453
0
4350
4466
4425
7039
933
3314
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2404
1475
738
6029
0
3413
4333
4649
7015
784
3277
6507
2315
1781
858
6238
0
4013
4164
3831
6622
1944
2145
7926
2822
1852
929
5316
0
3052
3819
4081
7648
2536
1607
7853
2851
1946
929
5733
0
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4793
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3532
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7986
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2091
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2911
2405
929
6360
0
5682
3441
5232
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4896
2854
0
2911
2466
929
6505
0
5767
3259
28
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14
0
1
1
1
52
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38
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4
1
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0
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1
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19
5
4
43
0
9
1
2
83
13,4
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4
3
38
0
13
1
2
85
14,1
26
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52
0
15
0
2
101
16,9
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0
2
108
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0
18
0
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116
19,5
1268
1420
63
391
1851
115
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0
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0
136
5335
1161
1462
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1779
104
98
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67
0
54
5429
1345
1480
79
694
1533
74
143
11
113
0
18
5490
1012
1336
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503
1839
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198
27
220
6
84
5371
977
1267
56
382
1791
84
239
35
204
11
70
5116
830
1189
51
339
1267
88
357
48
264
18
71
4522
291
1123
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632
699
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461
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33
71
3777
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0
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550
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302
48
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3532
295
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121
13
1
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2
0
0
44
3
0
5
5
354
304
140
17
12
108
19
0
8
55
2
0
0
44
5
0
5
5
364
310
160
11
11
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23
0
8
58
1
0
0
44
7
0
5
6
374
317
135
11
1
133
30
0
8
55
0
0
0
42
8
0
5
6
379
311
66
11
1
195
31
0
8
53
0
0
0
40
9
0
5
6
371
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
%
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
1270
1795
109
332
1663
89
0
0
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0
108
5426
1332
1455
82
341
1681
99
6
0
60
0
92
5148
Unit
Steinkohle
PJ
Braunkohle
PJ
Mineralöl
PJ
Gase
PJ
Kernenergie
PJ
Wasser, Wind, Solar
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Sonst. Erneuerbare
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Müll (nicht-ern.)
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Stromimport
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
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Gas + LPG
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
%
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Diesel
PJ
Benzin
PJ
Kerosin
PJ
Biokraftstoffe
PJ
Gas inkl. LPG
PJ
Strom
PJ
Sonstige
PJ
Summe
PJ
CO2-Emissionen
Mio. t
Industrie
Mio. t
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
Mio. t
Transport
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
239
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
2306
3201
5217
2328
1668
58
125
0
3
14905
2060
1734
5689
2812
1682
83
192
0
17
14269
2021
1550
5499
2996
1851
127
346
0
11
14401
1808
1596
5166
3236
1779
173
602
136
-31
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1990
1612
4701
3118
1533
228
746
133
-68
13993
1678
1410
4681
2690
1839
354
824
137
-11
13601
1625
1351
4636
2482
1791
410
892
137
71
13395
1464
1259
4244
2434
1267
549
1093
138
53
12502
873
1173
3996
2700
699
668
1112
138
150
11509
939
1142
3896
2860
0
773
1054
139
122
10924
1481
3980
1871
1638
383
120
0
629
4305
2260
1650
366
112
0
513
4064
2410
1780
265
202
0
396
3730
2266
1864
264
371
30
484
3242
2169
1904
264
489
33
393
3318
2077
2016
292
549
26
379
3267
2003
2049
301
632
41
345
2895
1972
2023
310
739
40
307
2622
1946
2044
319
723
39
290
2533
1827
2077
316
720
39
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9473
0
9323
0
9234
0
8920
0
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0
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0
8671
0
8323
0
7999
0
7801
11,1
12,7
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18,7
20,4
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308
936
748
101
16
0
479
299
929
685
70
11
0
445
199
972
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14
0
355
174
909
823
45
88
30
437
158
842
816
44
114
33
352
128
774
840
45
111
26
343
116
738
885
44
149
41
326
74
731
842
43
166
40
306
64
704
846
42
172
39
289
54
675
865
41
173
39
0
2977
0
2474
0
2421
0
2424
0
2444
0
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0
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0
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0
2173
0
2136
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603
302
419
122
39
0
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550
406
447
125
5
0
19
406
454
504
91
4
0
9
364
397
473
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10
0
12
266
433
522
90
18
0
11
261
422
564
104
56
0
9
234
403
565
111
60
0
6
206
350
559
122
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0
1
196
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0
1
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0
0
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0
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0
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0
1341
0
1340
0
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0
1382
0
1304
0
1276
0
1234
363
740
633
422
160
65
0
104
902
925
458
171
96
0
49
779
984
470
131
171
0
32
689
1012
509
131
196
0
35
441
887
508
130
202
0
30
575
851
552
144
250
0
27
538
818
536
146
287
0
13
397
818
551
144
306
0
0
283
818
555
143
299
0
0
250
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553
141
293
0
0
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0
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0
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0
2569
0
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0
2402
0
2353
0
2229
0
2097
0
1985
802
1330
196
0
0
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1
2379
1019
1301
233
0
1
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2
2614
1145
1238
297
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1
57
0
2751
1109
993
344
77
5
58
0
2586
1102
894
374
155
14
59
0
2598
1093
856
404
132
30
60
0
2575
1161
790
428
136
44
63
0
2621
1088
669
462
206
72
72
0
2568
1024
565
490
186
100
89
0
2454
1059
483
512
181
106
106
0
2447
419
239
361
193
351
181
369
166
389
173
326
165
304
159
271
150
194
147
211
145
216
158
1032
11
1044
960
194
172
920
15
934
854
172
177
881
19
901
818
159
156
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23
873
795
129
148
839
25
864
781
140
150
781
24
805
735
134
151
748
25
773
705
116
139
676
28
704
638
108
128
578
30
608
542
99
125
581
32
612
548
240
Unit
Kohlen
Mineralölprodukte
Gas
Kernenergie
Strom
Erneuerbare
Sonstiges
Summe
Rahmenannahmen
Bevölkerung
Beschäftigte GHD
Haushalte
Wohnfläche HH
Indikatoren
CO2-Intensität des
Effizienz Verkehr
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
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PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
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1761
1606
3
0
0
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434
5421
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1682
17
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0
9775
925
5215
2368
1851
11
0
0
10371
1062
5111
2571
1779
-31
0
0
10492
1321
4431
2592
1533
-68
0
0
9877
1379
4567
2251
1839
-11
0
39
10062
1445
4531
2082
1791
71
0
35
9954
1464
4154
2074
1267
53
0
99
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150
0
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0
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0
111
7928
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Mio.
Mio.
Mio.
[Mio. m²]
1720
79,0
26
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28,00
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2063
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30,00
38,0
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2125
82,0
30,00
39,0
3395
2242
82,0
31,00
40,0
3448
2257
82,0
30,00
41,0
3574
2400
82,0
30,00
41,0
3654
2537
81,0
30,00
42,0
3787
2656
81,0
30,00
42,0
3913
2789
80,0
29,00
42,0
4014
PJ/ Mio. PER
Mrd. €2000/PJ
PJ/Mrd. €2000
kg/€2000
t/PER
188
0,12
8,67
0,60
13,01
175
0,13
7,64
0,49
11,26
175
0,14
6,98
0,43
10,72
175
0,15
6,81
0,40
10,30
170
0,16
6,24
0,37
10,20
166
0,17
6,03
0,35
9,53
164
0,18
5,58
0,31
9,14
154
0,20
4,93
0,27
8,31
143
0,23
4,33
0,22
7,16
137
0,26
3,92
0,21
7,29
Mio. t/EJ
69,26
64,47
61,19
58,73
59,96
57,44
55,84
54,10
50,19
53,15
TJ/Mrd. €2000
TJ/Tsd.
Erwerbst. GHD
1731
1325
1174
1141
1090
1009
964
876
818
766
66,8
56,8
49,6
44,5
43,1
47,5
46,5
43,6
43,1
43,1
MJ/qm Fläche
[lBenzin äqu.
/100 km]
859,0
883,6
796,3
756,6
638,7
672,0
643,8
588,4
535,9
494,4
9,5
8,9
8,4
8,0
8,0
6,9
6,6
6,0
5,3
4,9
0
11
11
29
356
34
0
0
0
0
0
11
45
0
0
0
0
212
212
0
318
0
0
0
0
0
18
0
0
0
0
41
41
0
1534
0
0
0
0
0
45
0
4
1
25
0
0
4
1405
0
0
0
0
130
2
0
391
8
0
348
233
8
4
42
21
0
10
0
26
0
0
43
1678
927
84
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4516
0
0
0
0
0
0
4516
0
4516
0
0
0
1410
1336
0
0
299
1379
Braunkohle
Erdöl (roh)
1410
114
0
4402
Steinkohle
Energiebilanz DE
2012
14
12
0
0
855
1
0
856
2
0
0
870
0
0
0
0
0
0
0
870
0
0
0
1336
0
1336
0
130
0
0
0
0
0
0
130
0
-335
0
0
0
0
-335
Benzin
76
76
0
20
1062
0
11
1093
0
0
0
1169
0
0
0
0
0
0
0
1169
0
0
0
1367
0
1367
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
-198
0
0
0
2
2
0
0
0
404
0
404
0
0
0
406
0
0
0
0
0
0
0
406
0
0
0
200
0
200
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
207
0
0
0
Mineralöle
Diesel
Kerosin
0
0
-198
207
699
150
104
0
0
0
0
0
549
131
0
803
19
25
3
4
3
7
42
934
0
0
0
1165
0
1165
0
170
0
0
0
0
18
0
113
0
-61
37
1
0
0
-61
Heizöl
46
21
24
0
18
0
0
18
24
805
0
87
5
12
1
2
0
1
3
892
0
0
0
493
0
493
0
154
0
0
0
0
1
0
129
0
553
23
1
0
0
553
Sonstige
1273
422
774
0
12
0
0
12
851
86
0
2059
129
191
38
101
93
23
200
2145
0
0
0
0
373
373
30
888
0
0
0
0
145
50
0
190
2690
391
113
0
440
2251
Gase
306
56
111
0
131
0
0
132
250
0
0
549
0
12
0
18
55
0
26
549
0
0
0
0
318
318
0
946
0
0
0
308
39
20
0
354
1178
140
86
0
1140
39
Erneuerbare
Energien
0
0
26
0
0
0
0
0
0
0
0
26
0
7
0
5
0
0
14
26
0
0
0
0
0
0
0
111
0
0
0
0
20
6
0
0
137
35
50
0
137
0
Sonstige
Energieträger
1116
564
840
59
1
0
0
60
552
0
0
2016
92
199
69
33
69
12
367
2016
332
0
0
0
0
2217
101
88
1140
167
577
35
0
0
25
28
-11
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
1839
248
104
45
0
0
0
0
0
144
0
0
292
1
17
1
1
2
0
23
292
0
295
55
0
5
354
62
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3820
1418
2276
79
2079
406
11
2575
2402
1030
0
8671
480
475
116
231
243
43
689
9701
332
295
55
4562
948
8076
193
11784
1140
167
577
343
379
79
4914
1006
13601
2890
334
1839
EnergieElektrischer Strom und andere
träger
Energieträger
insgesamt
Strom
Summe
0
0
0
3539
-11
1839
0
10062
Tabelle 11.19:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
241
Energiebilanz Deutschland 2012 für die Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40
Jahre (Rb)
0
11
9
25
329
47
0
0
0
0
0
11
59
0
0
0
0
179
179
0
296
0
0
0
0
0
16
0
0
0
0
53
53
0
1475
0
0
0
0
0
58
0
4
1
33
0
0
9
1346
0
0
0
0
158
2
0
339
8
0
321
225
8
4
34
20
0
5
0
21
0
0
58
1625
906
70
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4538
0
0
0
0
0
0
4538
0
4538
0
0
0
1351
1267
0
0
180
1445
Braunkohle
Erdöl (roh)
1351
105
0
4433
Steinkohle
Energiebilanz DE
2015
14
12
0
0
788
1
0
790
2
0
0
804
0
0
0
0
0
0
0
804
0
0
0
1330
0
1330
0
131
0
0
0
0
0
0
131
0
-396
0
0
0
0
-396
Benzin
74
74
0
19
1130
0
11
1160
0
0
0
1235
0
0
0
0
0
0
0
1235
0
0
0
1420
0
1420
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
-185
0
0
0
2
2
0
0
0
428
0
428
0
0
0
430
0
0
0
0
0
0
0
430
0
0
0
217
0
217
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
213
0
0
0
Mineralöle
Diesel
Kerosin
0
0
-185
213
639
127
94
0
0
0
0
0
512
131
0
733
18
23
3
5
2
7
36
864
0
0
0
1176
0
1176
0
161
0
0
0
0
13
0
114
0
-151
34
0
0
0
-151
Heizöl
43
20
22
0
24
0
0
24
24
813
0
90
5
11
1
2
0
1
3
902
0
0
0
437
0
437
0
151
0
0
0
0
0
0
130
0
616
21
0
0
0
616
Sonstige
1221
403
738
0
19
0
0
19
818
86
0
1979
120
177
37
92
89
23
200
2065
0
0
0
0
350
350
27
739
0
0
0
0
132
49
0
176
2482
318
64
0
400
2082
Gase
347
60
149
0
135
0
0
136
287
0
0
632
0
28
0
23
77
0
20
632
0
0
0
0
354
354
0
1024
0
0
0
358
49
21
0
381
1302
142
73
0
1268
35
Erneuerbare
Energien
0
0
41
0
0
0
0
0
0
0
0
41
0
7
0
5
0
0
28
41
0
0
0
0
0
0
0
97
0
0
0
0
20
6
0
0
137
32
37
0
137
0
Sonstige
Energieträger
1101
565
885
61
2
0
0
63
536
0
0
2049
104
209
71
34
73
11
383
2049
383
0
0
0
0
2162
101
84
1075
142
562
35
0
0
24
24
71
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1791
0
0
0
0
0
0
0
0
1791
0
0
1791
257
111
44
0
0
0
0
0
146
0
0
301
1
22
1
1
0
0
19
301
0
304
55
0
5
364
64
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3735
1382
2315
81
2099
430
12
2621
2353
1039
0
8671
472
490
118
228
262
42
704
9710
383
304
55
4581
941
8044
192
11537
1075
142
562
394
393
78
4938
977
13395
2722
244
1791
träger
Energieträger
insgesamt
Strom
Summe
0
0
0
3441
71
1791
0
9954
Tabelle 11.20:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
242
Jahre (Rb)
0
8
6
10
300
44
0
0
0
0
0
8
53
0
0
0
0
116
116
0
282
0
0
0
0
0
5
0
0
0
0
49
49
0
1280
0
0
0
0
0
53
0
3
1
32
0
0
8
1255
0
0
0
0
180
2
0
268
8
0
292
226
7
4
30
9
0
5
0
13
0
0
52
1464
786
44
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4543
0
0
0
0
0
0
4543
0
4543
0
0
0
1259
1189
0
0
0
1464
Braunkohle
Erdöl (roh)
1259
90
0
4453
Steinkohle
Energiebilanz DE
2020
13
11
0
0
668
1
0
669
2
0
0
682
0
0
0
0
0
0
0
682
0
0
0
1322
0
1322
0
131
0
0
0
0
0
0
131
0
-509
0
0
0
0
-509
Benzin
71
71
0
18
1058
0
12
1087
0
0
0
1158
0
0
0
0
0
0
0
1158
0
0
0
1511
0
1511
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-352
0
0
0
1
1
0
0
0
462
0
462
0
0
0
463
0
0
0
0
0
0
0
463
0
0
0
246
0
246
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
217
0
0
0
Mineralöle
Diesel
Kerosin
0
0
-352
217
478
106
60
0
0
0
0
0
372
131
0
538
17
12
3
2
2
6
19
669
0
0
0
1196
0
1196
0
157
0
0
0
0
11
0
114
0
-370
31
0
0
0
-370
Heizöl
40
18
14
0
37
0
0
37
22
821
0
91
5
6
1
1
0
1
1
912
0
0
0
344
0
344
0
149
0
0
0
0
0
0
130
0
716
19
0
0
0
716
Sonstige
1168
350
731
0
36
0
0
36
818
86
0
1935
108
190
35
85
86
23
204
2021
0
0
0
0
340
340
27
727
0
0
0
0
110
49
0
228
2434
211
128
0
360
2074
Gase
367
61
166
0
205
0
0
206
306
0
0
739
0
28
1
27
89
0
22
739
0
0
0
0
367
367
0
1270
0
0
0
493
56
21
0
418
1642
216
67
0
1543
99
Erneuerbare
Energien
0
0
40
0
0
0
0
0
0
0
0
40
0
7
0
5
0
0
28
40
0
0
0
0
0
0
0
98
0
0
0
0
21
7
0
0
138
30
41
0
138
0
Sonstige
Energieträger
1110
559
842
64
7
0
0
72
551
0
0
2023
117
193
68
31
86
10
336
2023
518
0
0
0
0
2154
95
90
1051
188
398
35
0
0
24
30
53
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1267
0
0
0
0
0
0
0
0
1267
0
0
1267
266
122
43
0
0
0
0
0
144
0
0
310
1
24
1
1
0
0
16
310
0
310
58
0
6
374
64
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3533
1304
2222
82
2011
463
12
2568
2229
1047
0
8323
473
470
113
213
272
40
640
9370
518
310
58
4620
878
8020
186
10966
1051
188
398
529
392
78
4943
996
12502
2482
279
1267
träger
Energieträger
insgesamt
Strom
Summe
0
0
0
3390
53
1267
0
9113
Tabelle 11.21:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
243
Jahre (Rb)
0
0
1
1
281
34
0
0
0
0
0
0
34
0
0
0
0
96
96
0
272
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
32
32
0
688
0
0
0
0
0
34
0
1
1
28
0
0
4
1171
0
0
0
0
154
0
0
243
9
0
273
223
8
4
28
2
0
7
0
13
0
0
34
873
260
31
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4618
0
0
0
0
0
0
4618
0
4618
0
0
0
1173
1123
0
0
0
873
Braunkohle
Erdöl (roh)
1173
0
0
4618
Steinkohle
Energiebilanz DE
2025
12
10
0
0
564
1
0
565
2
0
0
577
0
0
0
0
0
0
0
577
0
0
0
1314
0
1314
0
133
0
0
0
0
0
0
133
0
-603
0
0
0
0
-603
Benzin
67
67
0
17
994
0
12
1023
0
0
0
1091
0
0
0
0
0
0
0
1091
0
0
0
1602
0
1602
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-511
0
0
0
1
1
0
0
0
490
0
490
0
0
0
491
0
0
0
0
0
0
0
491
0
0
0
276
0
276
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
215
0
0
0
Mineralöle
Diesel
Kerosin
0
0
-511
215
362
102
51
0
0
0
0
0
260
128
0
413
16
13
2
1
1
5
14
541
0
0
0
1215
0
1215
0
141
0
0
0
0
1
0
116
0
-533
24
0
0
0
-533
Heizöl
37
16
13
0
49
0
0
49
21
814
0
99
4
6
1
0
0
0
1
913
0
0
0
250
0
250
0
147
0
0
0
0
0
0
132
0
810
15
0
0
0
810
Sonstige
1142
325
704
0
51
0
0
51
818
84
0
1897
100
193
31
76
94
23
187
1981
0
0
0
0
341
341
30
1030
0
0
0
0
151
46
0
202
2700
393
238
0
0
2700
Gase
365
66
172
1
185
0
0
186
299
0
0
723
0
21
3
35
95
0
18
723
0
0
0
0
354
354
0
1411
0
0
0
608
67
21
0
412
1780
250
55
0
1692
88
Erneuerbare
Energien
0
0
39
0
0
0
0
0
0
0
0
39
0
8
0
6
0
0
25
39
0
0
0
0
0
0
0
100
0
0
0
0
21
7
0
1
138
43
28
0
138
0
Sonstige
Energieträger
1109
554
846
67
22
0
0
89
555
0
0
2044
129
200
66
30
94
10
317
2044
632
0
0
0
0
2079
89
97
982
246
219
35
0
0
24
37
150
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
699
0
0
0
0
0
0
0
0
699
0
0
699
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134
42
0
0
0
0
0
143
0
0
319
1
26
0
1
0
0
13
319
0
317
55
0
6
379
60
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3373
1276
2173
85
1865
491
12
2454
2097
1035
0
7999
473
477
108
205
286
38
586
9034
632
317
55
4657
830
7938
178
10234
982
246
219
643
406
73
5024
929
11509
2108
353
699
träger
Energieträger
insgesamt
Strom
Summe
0
0
0
3003
150
699
0
8506
Tabelle 11.22:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
244
Jahre (Rb)
0
0
1
1
267
31
0
0
0
0
0
0
32
0
0
0
0
93
93
0
258
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
30
30
0
765
0
0
0
0
0
31
0
0
1
26
0
0
5
1141
0
0
0
0
76
0
0
240
9
0
258
216
8
4
26
0
0
4
0
13
0
0
32
939
432
17
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4659
0
0
0
0
0
0
4659
0
4659
0
0
0
1142
1095
0
0
0
939
Braunkohle
Erdöl (roh)
1142
0
0
4659
Steinkohle
Energiebilanz DE
2030
11
9
0
0
482
1
0
483
2
0
0
494
0
0
0
0
0
0
0
494
0
0
0
1304
0
1304
0
135
0
0
0
0
0
0
135
0
-676
0
0
0
0
-676
Benzin
64
64
0
16
1031
0
12
1059
0
0
0
1123
0
0
0
0
0
0
0
1123
0
0
0
1695
0
1695
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-571
0
0
0
1
1
0
0
0
512
0
512
0
0
0
513
0
0
0
0
0
0
0
513
0
0
0
306
0
306
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
207
0
0
0
Mineralöle
Diesel
Kerosin
0
0
-571
207
315
87
42
0
0
0
0
0
228
124
0
357
15
13
2
0
1
4
8
481
0
0
0
1234
0
1234
0
142
0
0
0
0
1
0
117
0
-610
24
0
0
0
-610
Heizöl
34
14
11
0
44
0
0
44
20
803
0
89
4
6
0
0
0
0
1
892
0
0
0
153
0
153
0
148
0
0
0
0
0
0
133
0
887
15
0
0
0
887
Sonstige
1047
299
675
0
63
0
0
63
748
81
0
1784
96
191
27
71
85
23
182
1865
0
0
0
0
344
344
31
1307
0
0
0
0
220
44
0
216
2860
536
291
0
0
2860
Gase
366
73
173
1
179
0
0
181
293
0
0
720
0
16
4
35
104
0
15
720
0
0
0
0
318
318
0
1425
0
0
0
705
48
22
0
329
1826
267
53
0
1715
111
Erneuerbare
Energien
0
0
39
0
0
0
0
0
0
0
0
39
0
8
0
8
2
0
21
39
0
0
0
0
0
0
0
100
0
0
0
0
19
6
0
8
139
46
21
0
139
0
Sonstige
Energieträger
1105
552
865
71
35
0
0
106
553
0
0
2077
140
194
62
30
98
9
332
2077
730
0
0
0
0
2139
87
97
1144
265
0
35
0
0
25
37
122
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
275
134
41
0
0
0
0
0
141
0
0
316
1
30
0
1
0
0
9
316
0
311
53
0
6
371
55
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3218
1234
2136
88
1833
513
12
2447
1985
1018
0
7801
471
465
101
196
290
36
576
8819
730
311
53
4692
790
7986
173
9918
1144
265
0
741
378
72
5068
862
10924
2415
382
0
träger
Energieträger
insgesamt
Strom
Summe
0
0
0
2996
122
0
0
7928
Tabelle 11.23:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
245
Jahre (Rb)
246
Tabelle 11.24:
Satellitenbilanz „Erneuerbarer Energieträger“ Deutschland 2012 für die Variante mit
Zeile
Satellitenbilanz:
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Tabelle 11.25:
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomasse
-nutzung
649.8
62.3
110.3
kraft
82.8
198.2
Photovoltaik
26.5
82.8
198.2
26.5
760.1
71.8
82.8
198.2
26.5
82.8
198.2
26.5
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
20.5
Umgebungswärme
45.3
54.0
62.3
20.5
45.3
54.0
688.3
115.4
72.1
62.3
19.5
13.4
20.5
5.6
45.3
54.0
38.7
9.4
0.0
11.0
82.8
198.2
26.5
353.6
589.3
43.9
5.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
317.6
317.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
416.7
18.4
14.9
45.3
54.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
18.4
18.4
0.0
14.9
0.0
45.3
0.0
54.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
416.7
92.6
0.4
131.4
0.0
0.3
132.1
177.7
14.4
192.1
0.0
8.9
6.0
14.9
0.0
17.8
27.6
45.3
0.0
45.5
8.5
54.0
0.0
1139.6
110.3
0.0
1249.8
71.8
0.0
1178.1
140.4
85.5
307.6
38.7
20.4
0.0
353.6
946.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
317.6
317.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
549.4
0.0
0.0
549.4
111.0
0.4
131.4
0.0
0.3
132.1
249.8
56.5
306.3
Satellitenbilanz:
Zeile
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomassenutzung
668.9
64.5
105.1
kraft
84.5
238.7
Photovoltaik
35.2
84.5
238.7
35.2
773.9
70.5
84.5
238.7
35.2
84.5
238.7
35.2
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
30.5
Umgebungswärme
51.8
93.4
64.5
30.5
51.8
93.4
703.4
111.9
61.8
64.5
19.5
11.1
30.5
11.0
51.8
93.4
48.6
9.4
0.0
11.1
84.5
238.7
35.2
381.4
613.2
41.6
11.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
354.2
354.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
444.5
22.9
19.5
51.8
93.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
22.9
22.9
0.0
19.5
0.0
51.8
0.0
93.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
444.5
126.5
0.2
135.0
0.0
0.3
135.5
167.5
15.0
182.5
0.0
12.0
7.5
19.5
0.0
25.0
26.8
51.8
0.0
82.6
10.9
93.4
0.0
1267.6
105.1
0.0
1372.6
70.5
0.0
1302.1
142.4
72.9
358.4
48.6
20.5
0.0
381.4
1024.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
354.2
354.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
632.2
0.0
0.0
632.2
149.4
0.2
135.0
0.0
0.3
135.5
287.1
60.2
347.3
Tabelle 11.26:
Zeile
Satellitenbilanz:
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Tabelle 11.27:
247
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomassenutzung
779.4
66.2
121.0
kraft
88.1
357.3
Photovoltaik
47.8
88.1
357.3
47.8
900.4
21.9
88.1
357.3
47.8
88.1
357.3
47.8
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
42.0
Umgebungswärme
55.8
106.6
66.2
42.0
55.8
106.6
878.5
179.6
56.4
66.2
18.1
10.1
42.0
18.0
55.8
106.6
54.0
9.4
2.0
11.1
88.1
357.3
47.8
418.2
717.7
41.3
18.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
366.9
366.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
527.7
24.9
24.0
55.8
106.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
24.9
24.9
0.0
24.0
0.0
55.8
0.0
106.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
527.7
141.2
0.3
205.3
0.0
0.3
205.9
164.6
16.0
180.6
0.0
14.0
10.0
24.0
0.0
32.0
23.8
55.8
0.0
95.0
11.6
106.6
0.0
1543.1
121.0
0.0
1664.1
21.9
0.0
1642.2
215.7
66.5
493.2
56.0
20.5
0.0
418.2
1270.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
366.9
366.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
739.0
0.0
0.0
739.0
166.1
0.3
205.3
0.0
0.3
205.9
305.7
61.4
367.0
Satellitenbilanz:
Zeile
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomasse
-nutzung
803.5
64.7
150.6
kraft
88.1
460.8
Photovoltaik
58.6
88.1
460.8
58.6
954.0
62.2
88.1
460.8
58.6
88.1
460.8
58.6
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
54.0
Umgebungswärme
60.7
101.5
64.7
54.0
60.7
101.5
891.8
200.3
48.2
64.7
21.0
6.9
54.0
28.4
60.7
101.5
63.1
9.4
3.6
11.1
88.1
460.8
58.6
411.6
732.5
42.6
28.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
354.2
354.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
513.5
22.1
25.7
60.7
101.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
22.1
22.1
0.0
25.7
0.0
60.7
0.0
101.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
513.5
149.7
1.1
184.8
0.0
0.4
186.3
160.6
17.0
177.6
0.0
14.7
11.0
25.7
0.0
35.7
25.0
60.7
0.0
88.1
13.4
101.5
0.0
1691.9
150.6
0.0
1842.4
62.2
0.0
1780.2
249.6
55.1
607.5
66.7
20.5
0.0
411.6
1411.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
354.2
354.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
723.4
0.0
0.0
723.4
171.8
1.1
184.8
0.0
0.4
186.3
299.0
66.4
365.4
248
Tabelle 11.28:
Zeile
Satellitenbilanz:
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Tabelle 11.29:
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomasse
-nutzung
717.1
64.3
142.1
kraft
88.1
549.5
Photovoltaik
67.6
88.1
549.5
67.6
859.2
31.0
88.1
549.5
67.6
88.1
549.5
67.6
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
65.3
Umgebungswärme
67.3
96.1
64.3
65.3
67.3
96.1
828.2
210.0
45.0
64.3
19.5
7.9
65.3
38.0
67.3
96.1
48.4
9.9
0.0
11.7
88.1
549.5
67.6
329.1
642.4
39.0
38.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
318.0
318.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
503.7
25.2
27.3
67.3
96.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
25.2
25.2
0.0
27.3
0.0
67.3
0.0
96.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
503.7
147.6
1.1
179.4
0.0
0.4
180.8
157.3
18.0
175.3
0.0
15.3
12.0
27.3
0.0
39.3
28.0
67.3
0.0
81.4
14.8
96.1
0.0
1715.4
142.1
0.0
1857.5
31.0
0.0
1826.4
267.5
52.9
705.2
48.4
21.6
0.0
329.1
1424.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
318.0
318.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
719.8
0.0
0.0
719.8
172.9
1.1
179.4
0.0
0.4
180.8
293.3
72.8
366.1
Entwicklung der CO2-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40
Jahre (Rb) entsprechend der Systematik der nationalen Emissionsinventare
Mio. t CO2
Energiewirtschaft
Verkehr
Haushalte
Energiewirtschaft
Verkehr
Haushalte
2006
2012
2020
2030
880,3
904,7
799,4
366,1
101,4
160,6
148,9
169,6
47,5
117,2
80,9
2006
100,0
90,8
41,6
11,5
18,2
16,9
19,3
5,4
13,3
9,2
781,3
805,0
711,4
326,2
94,7
150,2
142,0
140,3
47,2
93,1
69,9
2012
100,0
91,1
41,7
12,1
19,2
18,2
18,0
6,0
11,9
8,9
676,4
704,2
610,0
270,9
84,0
139,1
130,7
116,0
40,5
75,5
66,4
2020
100,0
90,2
40,1
12,4
20,6
19,3
17,1
6,0
11,2
9,8
580,6
612,3
516,2
210,8
80,8
125,3
117,3
99,3
39,2
60,2
64,3
2030
100,0
88,9
36,3
13,9
21,6
20,2
17,1
6,7
10,4
11,1
Tabelle 11.30:
Jahre (Rb) im Common Reporting Format nach UNFCCC Richtlinie
2007
2)
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
249
3)
4)
Ziviler Luftverkehr
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
4)
b. Haushalte
2012
2020
2030
839,0
864,3
781,3
805,0
676,4
704,2
580,6
612,3
839,0
781,3
676,4
580,6
864,3
389,2
359,9
29,3
805,0
326,2
298,0
28,2
704,2
270,9
243,1
27,8
612,3
210,8
180,0
30,8
172,8
52,1
1,3
0,0
0,0
119,4
0,8
7,7
22,9
88,0
148,3
2,3
144,1
1,3
0,5
25,3
164,6
51,1
1,9
0,0
0,0
111,7
0,6
7,0
19,6
84,4
150,2
5,9
142,0
1,5
0,8
23,8
150,4
48,5
1,7
0,0
0,0
100,1
0,5
6,6
17,7
75,3
139,1
6,1
130,7
1,3
0,9
28
145,1
48,8
1,4
0,0
0,0
94,9
0,3
5,8
15,0
73,8
125,3
5,9
117,3
1,2
0,9
31,8
128,8
42,9
85,9
0,0
140,3
47,2
93,1
0,0
116,0
40,5
75,5
0,0
99,3
39,2
60,2
0,0
250
Tabelle 11.31:
Entwicklung der CH4-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40
2007
2012
2020
2030
564,3
564,6
528,0
528,4
451,8
452,2
451,7
452,2
48,5
42,8
38,1
33,2
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
48,8
6,7
6,0
0,7
5,5
2,8
0,0
0,0
0,1
2,7
0,0
0,1
0,4
2,2
7,0
0,0
7,0
0,0
0,0
0,3
29,3
4,4
24,9
515,8
43,1
5,5
4,8
0,7
4,9
2,4
0,0
0,0
0,1
2,4
0,0
0,1
0,2
2,2
5,6
0,0
5,5
0,0
0,1
0,4
26,8
4,5
22,3
485,2
38,5
5,2
4,4
0,7
4,4
2,3
0,0
0,0
0,1
2,0
0,0
0,0
0,1
1,8
5,0
0,0
4,9
0,0
0,1
0,4
23,5
3,5
20,0
413,7
33,7
5,0
4,2
0,7
3,9
2,2
0,0
0,0
0,1
1,6
0,0
0,0
0,1
1,4
4,3
0,0
4,2
0,0
0,1
0,5
20,1
2,5
17,5
418,5
Sonstige (inkl. weitere Energieerzeugung)2)
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
Ziviler Luftverkehr3)
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
Internationaler Luftverkehr3)
b. Haushalte
Tabelle 11.32:
251
Entwicklung der N2O-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40
2007
2012
2020
2030
21,0
22,2
19,8
21,2
18,4
20,0
17,8
19,6
21,0
19,8
18,4
17,8
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
22,2
13,1
12,6
0,5
2,7
0,3
0,0
0,0
0,0
2,4
0,0
0,1
0,3
2,0
3,6
0,1
3,5
0,0
0,0
1,2
1,5
0,5
1,0
0,0
21,2
12,1
11,5
0,6
2,5
0,3
0,1
0,0
0,0
2,2
0,0
0,1
0,2
1,9
3,5
0,1
3,4
0,0
0,0
1,4
1,6
0,6
1,0
0,0
20,0
11,5
10,9
0,6
2,2
0,3
0,0
0,0
0,0
1,8
0,0
0,0
0,1
1,6
3,5
0,1
3,4
0,0
0,0
1,6
1,2
0,5
0,8
0,0
19,6
11,2
10,6
0,6
2,0
0,3
0,0
0,0
0,0
1,7
0,0
0,0
0,1
1,6
3,3
0,1
3,2
0,0
0,0
1,8
1,3
0,5
0,8
0,0
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
b. Haushalte
252
Tabelle 11.33:
Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung
auf 40 Jahre (Rb) im Common Reporting Format nach UNFCCC Richtlinie
2007
2012
2020
2030
857,4
883,0
798,5
822,7
691,6
719,9
595,6
627,9
846,5
788,3
682,9
586,8
872,2
393,4
363,9
29,5
812,5
330,0
301,7
28,4
711,2
274,6
246,6
28,0
619,1
214,4
183,4
31,0
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
173,7
52,3
1,3
0,0
0,0
120,1
0,8
7,7
23,0
88,6
149,5
2,4
145,3
1,3
0,5
25,7
129,9
43,1
86,8
10,8
165,5
51,2
1,9
0,0
0,0
112,4
0,6
7,0
19,7
85,1
151,4
6,0
143,1
1,5
0,8
24,2
141,4
47,5
93,9
10,2
151,2
48,7
1,7
0,0
0,0
100,7
0,5
6,6
17,7
75,9
140,3
6,2
131,9
1,3
0,9
28,3
116,8
40,7
76,1
8,7
145,8
48,9
1,4
0,0
0,0
95,5
0,4
5,8
15,0
74,3
126,4
5,9
118,4
1,2
0,9
32,3
100,2
39,4
60,8
8,8
3)
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
b. Haushalte
Tabelle 11.34:
253
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Rb)
Status Quo
(2008)
THG-Em issionen
-20%
(1990-2007)
CO2-Em issionen
-19%
(1990-2007)
Ziel 2020
Erläuterung
-21% (bis 2012)
(-40%)
-40% nur, w enn
EU-w eit Reduktion
um 30%
Variante m it Laufzeitverlängerung (Rb)
2020
2030
-35%
-44%
-34%
-44%
16%
20%
Energie aus
erneuerbaren Quellen
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
Strom aus
Erneuerbaren Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am
27%
37%
Wärm e aus
ca. 6%
14%
15%
17%
76%
121%
(1990-2020)
(1990-2030)
-8%
-19%
13592 PJ
13418 PJ
14.1%
-19.8%
10.5%
10.5%
17%
20%
111 TWh
0 TWh
1,84%/a
(1990-2008)
Energieeffizienz
Verdopplung
(=+100%) der
Basisjahr: 1990
(BIP/PEV)
Δ PEV bezogen auf
-20%
Trendannahme EU(EU-Ziel, hier auf
Deutschland
Kommission
bezogen)
-9% Endenergie
Basis: EEV
(bis 2016,
Durchschnitt
Einsparrichtw ert)
2001-2005
7,3%
7%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
Verdopplung auf
etw a 25 %
Strom erzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
Biokraftstoffanteil
Gemessen als
der Systematik)
254
Tabelle 11.35:
Ergebnistabelle Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc)
Unit
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Jahresdurchschnitt
KWK-Strom
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Summe
Anteil KWK
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
KWK (öffentlich)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Abwärme
Summe
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
131
152
11
36
145
20
0
0
15
0
0
508
135
130
7
39
146
24
2
0
14
0
0
497
134
136
5
47
161
28
8
0
13
0
9
540
122
143
6
69
155
26
27
1
14
0
20
581
129
143
5
73
133
25
40
3
23
0
23
597
114
140
8
62
160
30
55
7
30
0
10
616
113
133
7
46
160
30
66
10
31
1
7
605
89
128
7
53
160
31
101
13
36
1
6
627
49
129
4
64
160
31
128
16
38
2
5
626
38
123
4
87
160
31
153
19
40
3
5
663
%
3,4
4,7
6,3
10,4
14,2
17,8
20,0
27,0
31,3
35,5
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
31
26
10
17
24
9
0
0
2
0
0
119
31
22
9
20
23
9
1
0
2
0
0
117
30
20
7
21
22
9
6
0
2
0
2
121
28
20
6
21
20
11
18
2
2
0
6
134
28
20
6
22
20
11
22
4
4
0
6
143
30
21
4
29
20
11
30
8
6
0
3
161
28
17
3
28
20
11
34
11
5
0
3
160
22
17
2
28
20
11
48
14
6
0
1
169
18
17
1
28
20
11
53
18
6
0
1
174
11
17
1
35
20
11
62
20
6
0
1
185
4193
5815
1052
2154
5989
2264
714
500
6514
0
4342
5898
755
2002
6385
2672
1645
611
6498
0
4266
4240
4433
6794
691
2201
7175
2939
1243
577
6453
0
4350
4466
4425
7039
933
3314
7600
2404
1475
738
6029
0
3413
4333
4649
7015
784
3277
6507
2315
1781
858
6238
0
4013
4164
3831
6621
1944
2150
7835
2822
1852
929
5319
0
3223
3818
4081
7648
2536
1617
7835
2851
1946
929
5741
0
2826
3777
4103
7774
3532
1928
7835
2911
2088
929
6213
0
4301
3708
2634
7641
3110
2291
7835
2911
2405
929
6340
0
5574
3608
3380
7382
4896
2485
7835
2911
2466
929
6543
0
5767
3595
28
6
1
14
0
1
1
1
52
9,6
18
6
2
38
0
4
1
2
71
12,2
16
5
2
43
0
7
1
2
76
12,8
19
5
4
42
0
9
1
2
82
13,4
23
4
3
38
0
13
1
2
84
13,9
26
3
3
44
0
15
0
2
93
14,9
24
3
0
48
0
17
0
2
95
15,2
15
3
0
69
0
18
0
2
107
16,1
1268
1420
63
391
1851
115
34
0
56
0
136
5335
1161
1462
92
607
1779
104
98
5
67
0
54
5429
1345
1480
79
694
1533
74
143
11
113
0
18
5490
1011
1336
63
509
1839
83
198
27
220
6
84
5376
976
1267
56
387
1839
84
239
35
204
11
70
5167
724
1187
51
305
1839
88
363
48
264
18
69
4956
284
1114
39
377
1839
88
461
59
278
33
66
4638
234
1042
39
473
1839
88
550
68
302
48
64
4747
295
116
21
16
121
13
1
8
55
2
0
0
45
3
0
5
5
355
304
140
17
12
107
19
0
8
56
2
0
0
45
5
0
5
5
365
305
158
11
11
91
26
0
8
59
1
0
0
45
7
0
5
7
370
298
138
11
1
108
33
0
8
57
0
0
0
43
9
0
5
6
361
288
66
11
1
170
33
0
7
50
0
0
0
37
9
0
4
6
344
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
%
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
1270
1795
109
332
1663
89
0
0
60
0
108
5426
1332
1455
82
341
1681
99
6
0
60
0
92
5148
Unit
Steinkohle
PJ
Braunkohle
PJ
Mineralöl
PJ
Gase
PJ
Kernenergie
PJ
Wasser, Wind, Solar
PJ
Sonst. Erneuerbare
PJ
Müll (nicht-ern.)
PJ
Stromimport
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas + LPG
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
%
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Diesel
PJ
Benzin
PJ
Kerosin
PJ
Biokraftstoffe
PJ
Gas inkl. LPG
PJ
Strom
PJ
Sonstige
PJ
Summe
PJ
CO2-Emissionen
Mio. t
Industrie
Mio. t
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
Mio. t
Transport
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
255
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
2306
3201
5217
2328
1668
58
125
0
3
14905
2060
1734
5689
2812
1682
83
192
0
17
14269
2021
1550
5499
2996
1851
127
346
0
11
14401
1808
1596
5166
3236
1779
173
602
136
-31
14465
1990
1612
4701
3118
1533
228
746
133
-68
13993
1680
1410
4682
2686
1839
354
828
137
-10
13605
1632
1351
4637
2473
1839
410
890
137
59
13429
1377
1259
4246
2382
1839
555
1094
138
-29
12860
900
1173
3992
2371
1839
668
1125
138
47
12255
742
1093
3898
2445
1839
773
1055
139
-64
11919
1481
3980
1871
1638
383
120
0
629
4305
2260
1650
366
112
0
513
4064
2410
1780
265
202
0
396
3730
2266
1864
264
371
30
484
3242
2169
1904
264
489
33
396
3319
2068
2018
292
548
26
388
3268
1989
2051
300
631
41
365
2898
1960
2040
306
735
41
345
2617
1905
2106
301
722
40
305
2535
1804
2131
293
715
41
1
9473
0
9323
0
9234
0
8920
0
8585
0
8668
0
8667
0
8344
0
8035
0
7824
11,1
12,7
16,0
18,2
19,4
868
308
936
748
101
16
0
479
299
929
685
70
11
0
445
199
972
748
43
14
0
355
174
909
823
45
88
30
437
158
842
816
44
114
33
357
128
768
841
45
111
26
352
115
728
885
44
149
41
346
76
718
852
43
163
41
344
63
655
894
42
171
40
304
54
651
894
41
168
41
0
2977
0
2474
0
2421
0
2424
0
2444
0
2275
0
2314
0
2238
0
2209
0
2153
250
603
302
419
122
39
0
46
550
406
447
125
5
0
19
406
454
504
91
4
0
9
364
397
473
88
10
0
12
266
433
522
90
18
0
11
261
422
564
104
55
0
9
232
405
565
111
59
0
6
204
351
561
119
59
0
1
187
332
562
116
64
0
1
172
307
560
111
72
0
0
1733
0
1579
0
1478
0
1341
0
1340
0
1417
0
1381
0
1299
0
1263
0
1223
363
740
633
422
160
65
0
104
902
925
458
171
96
0
49
779
984
470
131
171
0
32
689
1012
509
131
196
0
35
441
887
508
130
202
0
28
577
848
553
144
250
0
27
542
812
537
146
287
0
13
398
820
556
144
306
0
0
284
818
561
142
300
0
0
249
740
571
140
294
0
0
2383
0
2656
0
2584
0
2569
0
2202
0
2400
0
2352
0
2236
0
2105
0
1994
802
1330
196
0
0
49
1
2379
1019
1301
233
0
1
58
2
2614
1145
1238
297
12
1
57
0
2751
1109
993
344
77
5
58
0
2586
1102
894
374
155
14
59
0
2598
1090
859
404
132
30
60
0
2575
1158
792
428
136
44
63
0
2621
1089
669
462
206
72
72
0
2570
1028
565
490
187
100
89
0
2459
1065
483
512
181
106
106
0
2454
419
239
361
193
351
181
369
166
389
173
326
165
306
158
263
148
188
143
176
136
216
158
1032
11
1044
960
194
172
920
15
934
854
172
177
881
19
901
818
159
156
849
23
873
795
129
148
839
25
864
781
140
150
781
24
805
735
133
151
748
25
774
706
115
139
666
28
693
627
105
128
564
30
594
528
98
126
537
32
568
503
256
Unit
Kohlen
Mineralölprodukte
Gas
Kernenergie
Strom
Erneuerbare
Sonstiges
Summe
Rahmenannahmen
Bevölkerung
Beschäftigte GHD
Haushalte
Wohnfläche HH
Indikatoren
CO2-Intensität des
Effizienz Verkehr
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
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4956
1761
1606
3
0
0
8471
434
5421
2220
1682
17
0
0
9775
925
5215
2368
1851
11
0
0
10371
1062
5111
2571
1779
-31
0
0
10492
1321
4431
2592
1533
-68
0
0
9877
1381
4568
2246
1839
-10
0
38
10062
1452
4532
2073
1839
59
0
35
9990
1377
4156
2022
1839
-29
0
100
9464
900
3992
2371
1839
47
0
82
9232
742
3898
2445
1839
-64
0
115
8975
Mrd. € 2000
Mio.
Mio.
Mio.
[Mio. m²]
1720
79,0
26
35,0
2774
1867
82,0
28,00
37,0
3005
2063
82,0
30,00
38,0
3245
2125
82,0
30,00
39,0
3395
2242
82,0
31,00
40,0
3448
2257
82,0
30,00
41,0
3574
2401
82,0
30,00
41,0
3654
2542
81,0
30,00
42,0
3787
2673
81,0
30,00
42,0
3913
2810
80,0
29,00
42,0
4014
PJ/ Mio. PER
Mrd. €2000/PJ
PJ/Mrd. €2000
kg/€2000
t/PER
188
0,12
8,67
0,60
13,01
175
0,13
7,64
0,49
11,26
175
0,14
6,98
0,43
10,72
175
0,15
6,81
0,40
10,30
170
0,16
6,24
0,37
10,20
166
0,17
6,03
0,35
9,53
164
0,18
5,59
0,31
9,15
158
0,20
5,06
0,26
8,18
152
0,22
4,58
0,21
7,00
150
0,24
4,24
0,19
6,73
Mio. t/EJ
69,26
64,47
61,19
58,73
59,96
57,44
55,73
51,75
46,05
45,01
TJ/Mrd. €2000
TJ/Tsd.
Erwerbst. GHD
1731
1325
1174
1141
1090
1008
964
881
826
766
66,8
56,8
49,6
44,5
43,1
47,4
46,5
43,4
42,5
42,5
MJ/qm Fläche
[lBenzin äqu.
/100 km]
859,0
883,6
796,3
756,6
638,7
671,7
643,6
590,5
537,9
496,7
9,5
8,9
8,4
8,0
8,0
6,9
6,6
6,0
5,3
4,9
0
11
28
45
359
11
0
0
0
0
41
41
0
0
0
0
0
212
212
0
34
0
0
0
0
0
11
1405
0
0
0
1534
0
0
0
323
0
0
0
0
0
17
0
26
0
0
43
0
130
2
0
391
0
0
45
0
4
1
25
0
0
4
1410
1336
0
0
1680
927
84
0
8
0
351
237
8
4
42
23
0
10
1410
0
Braunkohle
299
1381
Steinkohle
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2012
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0
0
0
0
0
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0
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0
4516
0
4516
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0
0
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114
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14
12
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0
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1
0
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0
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0
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0
1336
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0
0
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130
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-333
0
0
0
0
-333
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76
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1090
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0
0
0
0
0
0
0
1166
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0
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0
1367
0
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0
0
0
0
0
0
0
-201
0
0
0
0
-201
Diesel
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2
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0
404
0
404
0
0
0
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0
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0
0
406
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0
200
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200
0
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0
0
0
0
0
0
207
0
0
0
0
207
Kerosin
Mineralöle
701
150
104
0
0
0
0
0
551
131
0
804
19
25
3
4
3
7
42
935
0
0
0
1165
0
1165
0
170
0
0
0
0
18
0
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0
-60
37
1
0
0
-60
Heizöl
45
21
23
0
18
0
0
18
24
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0
87
5
12
1
2
0
1
3
892
0
0
0
493
0
493
0
154
0
0
0
0
1
0
129
0
552
23
1
0
Sonstige
0
552
1270
422
768
0
12
0
0
12
848
86
0
2051
125
191
38
101
91
23
200
2137
0
0
0
0
360
360
30
880
0
0
0
0
145
50
0
176
2686
396
113
0
440
2246
Gase
305
55
111
0
131
0
0
132
250
0
0
548
0
12
0
18
55
0
26
548
0
0
0
0
313
313
0
946
0
0
0
308
39
20
0
354
1182
140
86
0
1144
38
Erneuerbare
Energien
0
0
26
0
0
0
0
0
0
0
0
26
0
7
0
5
0
0
14
26
0
0
0
0
0
0
0
111
0
0
0
0
20
6
0
0
137
35
50
0
137
0
Sonstige
Energieträger
1118
564
841
59
1
0
0
60
553
0
0
2018
92
199
68
33
69
12
367
2018
332
0
0
0
0
2218
101
89
1142
167
577
35
0
0
25
29
-10
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
1839
248
104
45
0
0
0
0
0
144
0
0
292
1
16
1
1
2
0
23
292
0
295
55
0
5
355
62
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3818
1417
2275
79
2079
406
11
2575
2400
1030
0
8668
479
475
116
231
243
43
688
9697
332
295
55
4562
931
8061
193
11775
1142
167
577
343
379
79
4914
992
13605
2895
335
1839
EnergieElektrischer Strom und andere träger
Energieträger
insgesamt
Kernenergi
Strom
e
Fernwärme Summe
0
0
0
3543
-10
1839
0
10062
Tabelle 11.36:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
257
Jahre (Rc)
0
11
25
59
337
9
0
0
0
0
53
53
0
0
0
0
0
179
179
0
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0
0
0
0
0
11
1346
0
0
0
1474
0
0
0
305
0
0
0
0
0
16
0
21
0
0
58
0
158
2
0
339
0
0
58
0
4
1
33
0
0
9
1351
1267
0
0
1632
906
69
0
8
0
329
230
8
4
33
24
0
5
1351
0
Braunkohle
180
1452
Steinkohle
Energiebilanz DE
2015
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4538
0
0
0
0
0
0
4538
0
4538
0
0
0
Erdöl (roh)
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12
0
0
791
1
0
792
2
0
0
806
0
0
0
0
0
0
0
806
0
0
0
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0
1330
0
131
0
0
0
0
0
0
131
0
-393
0
0
0
0
-393
Benzin
74
74
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19
1127
0
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1158
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0
0
1232
0
0
0
0
0
0
0
1232
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0
0
1420
0
1420
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
-188
0
0
0
0
-188
Diesel
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2
0
0
0
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0
428
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0
0
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0
0
0
0
0
0
0
430
0
0
0
217
0
217
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
213
0
0
0
0
213
Kerosin
Mineralöle
641
125
93
0
0
0
0
0
517
131
0
735
18
23
3
5
2
7
36
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0
0
0
1176
0
1176
0
161
0
0
0
0
13
0
114
0
-149
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0
0
0
-149
Heizöl
43
20
22
0
24
0
0
24
24
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0
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5
11
1
2
0
1
3
902
0
0
0
437
0
437
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0
0
0
0
0
0
130
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0
0
Sonstige
0
616
1217
405
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19
0
0
19
812
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0
1965
114
178
37
91
85
23
201
2051
0
0
0
0
350
350
27
744
0
0
0
0
132
50
0
176
2473
321
66
0
400
2073
Gase
346
59
149
0
135
0
0
136
287
0
0
631
0
29
0
23
77
0
20
631
0
0
0
0
355
355
0
1024
0
0
0
358
49
21
0
382
1300
142
73
0
1266
35
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Energien
0
0
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0
0
0
0
0
0
0
0
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0
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0
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0
0
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0
0
0
0
0
0
0
97
0
0
0
0
20
6
0
0
137
32
37
0
137
0
Sonstige
Energieträger
1103
565
885
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2
0
0
63
537
0
0
2051
104
209
71
34
73
11
383
2051
383
0
0
0
0
2177
101
84
1075
141
577
35
0
0
24
24
59
0
0
0
0
0
0
0
0
0
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0
0
0
0
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0
0
0
0
0
0
0
0
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0
0
0
0
0
0
1839
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
1839
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111
44
0
0
0
0
0
146
0
0
300
1
22
1
1
0
0
19
300
0
304
56
0
5
365
65
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3733
1381
2314
81
2099
430
12
2621
2352
1039
0
8667
471
490
118
228
262
42
703
9706
383
304
56
4581
941
8060
193
11590
1075
141
577
394
393
79
4938
978
13429
2724
245
1839
Energieträger
insgesamt
Kernenergi
Strom
e
Fernwärme Summe
0
0
0
3439
59
1839
0
9990
Tabelle 11.37:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
258
Jahre (Rc)
0
8
10
55
319
6
0
0
0
0
50
50
0
0
0
0
0
116
116
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0
0
0
0
8
1253
0
0
0
1174
0
0
0
300
0
0
0
0
0
5
0
13
0
0
53
0
178
2
0
270
0
0
55
0
4
1
33
0
0
9
1259
1187
0
0
1377
679
45
0
8
0
310
228
8
4
31
24
0
5
1259
0
Braunkohle
0
1377
Steinkohle
Energiebilanz DE
2020
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4543
0
0
0
0
0
0
4543
0
4543
0
0
0
Erdöl (roh)
90
4453
13
11
0
0
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1
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669
2
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0
682
0
0
0
0
0
0
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682
0
0
0
1322
0
1322
0
131
0
0
0
0
0
0
131
0
-510
0
0
0
0
-510
Benzin
71
71
0
18
1059
0
12
1089
0
0
0
1159
0
0
0
0
0
0
0
1159
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0
1511
0
1511
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-351
0
0
0
0
-351
Diesel
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0
0
462
0
462
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0
0
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0
0
0
0
0
0
463
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0
0
246
0
246
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
217
0
0
0
0
217
Kerosin
Mineralöle
477
103
62
0
0
0
0
0
373
131
0
539
17
13
3
2
2
6
20
669
0
0
0
1196
0
1196
0
156
0
0
0
0
11
0
114
0
-370
31
0
0
0
-370
Heizöl
40
18
14
0
37
0
0
37
22
821
0
91
5
6
1
1
0
1
1
912
0
0
0
344
0
344
0
149
0
0
0
0
0
0
130
0
717
19
0
0
Sonstige
0
717
1170
351
718
0
36
0
0
36
820
86
0
1924
111
190
36
88
68
23
202
2010
0
0
0
0
340
340
26
686
0
0
0
0
104
50
0
228
2382
208
98
0
360
2022
Gase
366
59
163
0
205
0
0
206
306
0
0
735
0
26
1
23
91
0
22
735
0
0
0
0
367
367
0
1281
0
0
0
499
61
21
0
419
1649
217
65
0
1549
100
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Energien
0
0
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0
0
0
0
0
0
0
0
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0
7
0
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0
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0
0
0
0
0
0
0
97
0
0
0
0
21
6
0
1
138
30
39
0
138
0
Sonstige
Energieträger
1117
561
852
64
7
0
0
72
556
0
0
2040
118
200
69
31
87
11
337
2040
524
0
0
0
0
2257
98
90
994
162
577
35
0
0
24
30
-29
0
0
0
0
0
0
0
0
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0
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0
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0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
1839
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119
43
0
0
0
0
0
144
0
0
306
1
24
1
1
0
0
16
306
0
305
59
0
7
370
64
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3536
1299
2238
82
2012
463
12
2570
2236
1047
0
8344
479
477
115
214
272
40
641
9391
524
305
59
4620
879
8120
189
11401
994
162
577
535
388
78
4943
1001
12860
2371
247
1839
Energieträger
insgesamt
Kernenergi
Strom
e
Fernwärme Summe
0
0
0
3396
-29
1839
0
9464
Tabelle 11.38:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
259
Jahre (Rc)
0
0
1
44
310
1
0
0
0
0
38
38
0
0
0
0
0
99
99
0
43
0
0
0
0
0
0
1168
0
0
0
690
0
0
0
300
0
0
0
0
0
0
0
13
0
0
41
0
155
0
0
250
0
0
43
0
4
1
33
0
0
5
1173
1114
0
0
900
258
26
0
9
0
301
229
8
4
28
24
0
8
1173
0
Braunkohle
0
900
Steinkohle
Energiebilanz DE
2025
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4619
0
0
0
0
0
0
4619
0
4619
0
0
0
Erdöl (roh)
0
4619
12
10
0
0
564
1
0
565
2
0
0
577
0
0
0
0
0
0
0
577
0
0
0
1314
0
1314
0
133
0
0
0
0
0
0
133
0
-603
0
0
0
0
-603
Benzin
67
67
0
17
999
0
12
1028
0
0
0
1095
0
0
0
0
0
0
0
1095
0
0
0
1602
0
1602
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-507
0
0
0
0
-507
Diesel
1
1
0
0
0
490
0
490
0
0
0
491
0
0
0
0
0
0
0
491
0
0
0
276
0
276
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
215
0
0
0
0
215
Kerosin
Mineralöle
354
93
50
0
0
0
0
0
261
128
0
405
16
12
2
1
1
5
13
532
0
0
0
1215
0
1215
0
141
0
0
0
0
1
0
116
0
-541
24
0
0
0
-541
Heizöl
37
16
12
0
49
0
0
49
21
814
0
99
4
6
1
0
0
0
1
913
0
0
0
250
0
250
0
147
0
0
0
0
0
0
132
0
810
15
0
0
Sonstige
0
810
1150
332
655
0
51
0
0
51
818
84
0
1856
99
188
31
73
56
23
185
1940
0
0
0
0
341
341
26
746
0
0
0
0
122
48
0
200
2371
284
93
0
0
2371
Gase
364
64
171
1
185
0
0
187
300
0
0
722
0
19
3
32
98
0
18
722
0
0
0
0
361
361
0
1433
0
0
0
608
73
21
0
430
1793
247
54
0
1711
82
Erneuerbare
Energien
0
0
40
0
0
0
0
0
0
0
0
40
0
7
0
6
2
0
25
40
0
0
0
0
0
0
0
98
0
0
0
0
19
6
0
7
138
38
28
0
138
0
Sonstige
Energieträger
1123
562
894
67
22
0
0
89
561
0
0
2106
130
204
71
33
95
10
350
2106
632
0
0
0
0
2254
99
97
898
147
577
35
0
0
24
37
47
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
1839
259
116
42
0
0
0
0
0
142
0
0
301
1
28
1
1
0
0
11
301
0
298
57
0
6
361
60
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3368
1263
2209
86
1870
491
12
2459
2105
1035
0
8035
480
475
113
209
276
38
616
9070
632
298
57
4656
846
8111
185
11110
898
147
577
643
384
74
5025
964
12255
1980
201
1839
Energieträger
insgesamt
Kernenergi
Strom
e
Fernwärme Summe
0
0
0
3023
47
1839
0
9232
Tabelle 11.39:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
260
Jahre (Rc)
0
0
1
36
278
1
0
0
0
0
34
34
0
0
0
0
0
96
96
0
35
0
0
0
0
0
0
1092
0
0
0
560
0
0
0
269
0
0
0
0
0
0
0
13
0
0
36
0
76
0
0
250
0
0
35
0
0
1
30
0
0
4
1093
1042
0
0
742
220
14
0
9
0
270
223
7
4
23
5
0
7
1093
0
Braunkohle
0
742
Steinkohle
Energiebilanz DE
2030
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4658
0
0
0
0
0
0
4658
0
4658
0
0
0
Erdöl (roh)
0
4658
11
9
0
0
482
1
0
483
2
0
0
494
0
0
0
0
0
0
0
494
0
0
0
1304
0
1304
0
135
0
0
0
0
0
0
135
0
-676
0
0
0
0
-676
Benzin
64
64
0
16
1036
0
12
1065
0
0
0
1129
0
0
0
0
0
0
0
1129
0
0
0
1695
0
1695
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-566
0
0
0
0
-566
Diesel
1
1
0
0
0
512
0
512
0
0
0
513
0
0
0
0
0
0
0
513
0
0
0
306
0
306
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
207
0
0
0
0
207
Kerosin
Mineralöle
311
84
42
0
0
0
0
0
227
124
0
353
15
13
2
0
1
4
8
478
0
0
0
1234
0
1234
0
142
0
0
0
0
1
0
117
0
-614
24
0
0
0
-614
Heizöl
34
14
12
0
44
0
0
44
20
803
0
89
4
6
0
0
0
0
1
893
0
0
0
153
0
153
0
148
0
0
0
0
0
0
133
0
887
15
0
0
Sonstige
0
887
1047
307
651
0
63
0
0
63
740
81
0
1760
95
185
27
70
74
23
177
1842
0
0
0
0
342
342
27
919
0
0
0
0
192
41
0
212
2445
360
113
0
0
2445
Gase
366
72
168
1
180
0
0
181
294
0
0
715
0
15
4
32
103
0
15
715
0
0
0
0
314
314
0
1427
0
0
0
705
51
22
0
328
1828
269
51
0
1712
115
Erneuerbare
Energien
0
0
41
0
0
0
0
0
0
0
0
41
0
8
0
11
2
0
20
41
0
0
0
0
0
0
0
97
0
0
0
0
17
5
0
11
139
44
21
0
139
0
Sonstige
Energieträger
1131
560
894
71
35
0
0
106
571
0
0
2131
143
200
69
34
100
10
339
2131
730
0
0
0
0
2388
97
96
927
154
577
35
0
0
25
36
-64
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
0
0
0
0
0
0
1839
0
0
1839
252
111
41
0
0
0
0
0
140
0
0
293
1
30
0
1
0
0
8
293
0
288
50
0
6
344
51
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3217
1223
2153
89
1840
513
12
2454
1994
1018
0
7824
481
463
107
201
285
37
578
8842
730
288
50
4692
793
8211
175
11113
927
154
577
741
351
68
5068
874
11919
1974
198
1839
Energieträger
insgesamt
Kernenergi
Strom
e
Fernwärme Summe
0
0
0
2944
-64
1839
0
8975
Tabelle 11.40:
ENDENERGIEVERBRAUCH
Eisen & Stahl
Chemie
Nichteisen
Papier
Glas
Sonstige
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Dienstleistungen
Gewinnung im Inland
Außenhandelssaldo
INLAND
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Kernkraftwerke
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Raffinerien
Leitungsverluste
ENERGIEANGEBOT IM
PJ
261
Jahre (Rc)
262
Tabelle 11.41:
Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc)
Zeile
Satellitenbilanz:
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Tabelle 11.42:
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomasse
-nutzung
654.9
62.3
110.4
kraft
82.8
198.2
Photovoltaik
26.5
82.8
198.2
26.5
765.3
71.9
82.8
198.2
26.5
82.8
198.2
26.5
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
20.5
Umgebungswärme
45.4
52.9
62.3
20.5
45.4
52.9
693.4
115.4
72.2
62.3
19.5
13.4
20.5
5.6
45.4
52.9
38.7
9.4
0.0
11.0
82.8
198.2
26.5
353.7
589.4
43.9
5.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
312.6
312.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
416.6
18.5
14.9
45.4
52.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
18.5
18.5
0.0
14.9
0.0
45.4
0.0
52.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
416.6
92.5
0.4
131.4
0.0
0.3
132.1
177.6
14.4
192.0
0.0
8.9
6.0
14.9
0.0
17.8
27.6
45.4
0.0
45.5
7.4
52.9
0.0
1143.6
110.4
0.0
1254.0
71.9
0.0
1182.1
140.5
85.5
307.6
38.7
20.4
0.0
353.7
946.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
312.6
312.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
548.2
0.0
0.0
548.2
110.9
0.4
131.4
0.0
0.3
132.1
249.8
55.4
305.2
Satellitenbilanz:
Zeile
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomassenutzung
668.3
64.5
105.6
kraft
84.5
238.7
Photovoltaik
35.2
84.5
238.7
35.2
773.9
71.0
84.5
238.7
35.2
84.5
238.7
35.2
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
30.5
Umgebungswärme
51.9
92.1
64.5
30.5
51.9
92.1
702.9
112.0
61.8
64.5
19.4
11.1
30.5
11.0
51.9
92.1
48.6
9.4
0.0
11.1
84.5
238.7
35.2
381.5
613.4
41.6
11.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
354.8
354.8
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
444.3
22.9
19.5
51.9
92.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
22.9
22.9
0.0
19.5
0.0
51.9
0.0
92.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
444.3
126.3
0.2
135.0
0.0
0.3
135.5
167.4
15.0
182.4
0.0
12.0
7.5
19.5
0.0
25.0
26.9
51.9
0.0
82.6
9.6
92.1
0.0
1265.9
105.6
0.0
1371.4
71.0
0.0
1300.4
142.5
72.9
358.4
48.6
20.5
0.0
381.5
1024.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
354.8
354.8
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
630.8
0.0
0.0
630.8
149.3
0.2
135.0
0.0
0.3
135.5
287.0
59.0
346.0
Tabelle 11.43:
Zeile
Satellitenbilanz:
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Tabelle 11.44:
263
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomassenutzung
781.7
66.0
121.6
kraft
88.1
363.3
Photovoltaik
47.8
88.1
363.3
47.8
903.3
21.9
88.1
363.3
47.8
88.1
363.3
47.8
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
42.0
Umgebungswärme
55.8
104.7
66.0
42.0
55.8
104.7
881.4
180.6
54.8
66.0
18.2
10.2
42.0
18.0
55.8
104.7
58.9
9.4
1.8
11.1
88.1
363.3
47.8
418.9
722.6
41.2
18.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
366.5
366.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
525.3
24.8
24.0
55.8
104.7
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
24.8
24.8
0.0
24.0
0.0
55.8
0.0
104.7
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
525.3
138.0
0.3
205.5
0.0
0.3
206.1
165.2
16.0
181.2
0.0
14.0
10.0
24.0
0.0
32.0
23.8
55.8
0.0
95.1
9.6
104.7
0.0
1549.4
121.6
0.0
1671.0
21.9
0.0
1649.1
216.7
65.0
499.2
60.6
20.5
0.0
418.9
1281.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
366.5
366.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
734.6
0.0
0.0
734.6
162.8
0.3
205.5
0.0
0.3
206.1
306.3
59.4
365.7
Satellitenbilanz:
Zeile
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomasse
-nutzung
822.4
67.1
145.5
kraft
88.1
460.8
Photovoltaik
58.6
88.1
460.8
58.6
967.9
63.4
88.1
460.8
58.6
88.1
460.8
58.6
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
54.0
Umgebungswärme
60.7
99.5
67.1
54.0
60.7
99.5
904.6
199.8
47.2
67.1
19.1
7.2
54.0
28.4
60.7
99.5
66.2
9.4
6.9
11.1
88.1
460.8
58.6
429.9
752.6
44.4
28.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
361.0
361.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
512.9
22.7
25.7
60.7
99.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
22.7
22.7
0.0
25.7
0.0
60.7
0.0
99.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
512.9
148.0
1.1
185.3
0.0
0.4
186.8
161.2
17.0
178.2
0.0
14.7
11.0
25.7
0.0
35.7
25.0
60.7
0.0
88.1
11.4
99.5
0.0
1711.3
145.5
0.0
1856.8
63.4
0.0
1793.4
247.3
54.4
607.5
73.2
20.5
0.0
429.9
1432.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
361.0
361.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
721.5
0.0
0.0
721.5
170.7
1.1
185.3
0.0
0.4
186.8
299.7
64.4
364.0
264
Tabelle 11.45:
Zeile
Satellitenbilanz:
Biomasse und
Einfuhr
Bestandsentnahmen
Ausfuhr
Fernheizwerke
Hochöfen
Wasserkraftwerke
Windkraftanlagen
Photovoltaikanlagen
Fernheizwerke
Kraftwerke
Raffinerien
ENDENERGIEVERBRAUCH
Schienenverkehr
Straßenverkehr
Luftverkehr
Verkehr insgesamt
Haushalte
Tabelle 11.46:
1
2
3
4
5
7
8
11
12
14
15
16
17
19
20
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
PJ
Wind-
PJ
PJ
Siedlungsabfälle
Biomasse
-nutzung
716.3
63.0
146.4
kraft
88.1
549.5
Photovoltaik
67.6
88.1
549.5
67.6
862.7
31.0
88.1
549.5
67.6
88.1
549.5
67.6
Sonstige
Insgesamt
PJ
Solar-
PJ
Geothermie
65.3
Umgebungswärme
67.3
95.1
63.0
65.3
67.3
95.1
831.7
209.4
44.2
63.0
21.4
6.8
65.3
38.0
67.3
95.1
51.5
9.9
0.0
11.7
88.1
549.5
67.6
328.5
643.5
39.9
38.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
314.4
314.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
502.5
23.1
27.3
67.3
95.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
23.1
23.1
0.0
27.3
0.0
67.3
0.0
95.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
502.5
145.0
1.1
180.1
0.0
0.4
181.5
158.0
18.0
176.0
0.0
15.3
12.0
27.3
0.0
39.3
28.0
67.3
0.0
81.4
13.8
95.1
0.0
1712.3
146.4
0.0
1858.7
31.0
0.0
1827.7
268.7
51.1
705.2
51.5
21.6
0.0
328.5
1426.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
314.4
314.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
715.4
0.0
0.0
715.4
168.1
1.1
180.1
0.0
0.4
181.5
294.1
71.8
365.8
Jahre (Rc) entsprechend der Systematik der nationalen Emissionsinventare
Mio. t CO2
Energiewirtschaft
Verkehr
Haushalte
Energiewirtschaft
Verkehr
Haushalte
2006
2012
2020
2030
880,3
904,7
799,4
366,1
101,4
160,6
148,9
169,6
47,5
117,2
80,9
2006
100,0
90,8
41,6
11,5
18,2
16,9
19,3
5,4
13,3
9,2
781,4
805,2
711,6
326,5
95,0
150,2
142,0
139,8
46,9
93,0
69,9
2012
100,0
91,1
41,8
12,2
19,2
18,2
17,9
6,0
11,9
8,9
665,6
693,4
599,1
262,7
81,9
139,2
130,8
115,3
39,7
75,6
66,5
2020
100,0
90,0
39,5
12,3
20,9
19,7
17,3
6,0
11,4
10,0
536,5
568,3
471,3
176,2
70,9
125,7
117,7
98,4
38,8
59,7
65,3
2030
100,0
87,8
32,8
13,2
23,4
21,9
18,3
7,2
11,1
12,2
Tabelle 11.47:
Jahre (Rc) im Common Reporting Format nach UNFCCC Richtlinie
2007
2)
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
265
3)
4)
Ziviler Luftverkehr
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
4)
b. Haushalte
2012
839,0
864,3
2020
781,4
805,2
2030
665,6
693,4
536,5
568,3
839,0
781,4
665,6
536,5
864,3
389,2
359,9
29,3
805,2
326,5
298,4
28,0
693,4
262,7
234,6
28,1
568,3
176,2
144,8
31,4
172,8
52,1
1,3
0,0
0,0
119,4
0,8
7,7
22,9
88,0
148,3
2,3
144,1
1,3
0,5
25,3
164,9
51,3
1,9
0,0
0,0
111,7
0,6
7,0
19,6
84,5
150,2
5,9
142,0
1,5
0,8
23,8
148,4
47,1
1,7
0,0
0,0
99,6
0,5
6,7
17,8
74,7
139,2
6,1
130,8
1,3
0,9
27,8
136,2
49,3
1,4
0,0
0,0
85,5
0,3
5,9
15,2
64,0
125,7
5,9
117,7
1,2
0,9
31,8
128,8
42,9
85,9
0,0
139,8
46,9
93,0
0,0
115,3
39,7
75,6
0,0
98,4
38,8
59,7
0,0
266
Tabelle 11.48:
Entwicklung der CH4-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60
2007
2012
2020
2030
564,3
564,6
527,2
527,6
445,5
445,9
404,0
404,5
48,5
42,5
38,0
32,8
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
48,8
6,7
6,0
0,7
5,5
2,8
0,0
0,0
0,1
2,7
0,0
0,1
0,4
2,2
7,0
0,0
7,0
0,0
0,0
0,3
29,3
4,4
24,9
515,8
42,9
5,5
4,8
0,7
4,8
2,4
0,0
0,0
0,1
2,3
0,0
0,1
0,2
2,1
5,6
0,0
5,5
0,0
0,1
0,4
26,6
4,5
22,1
484,7
38,5
5,0
4,3
0,7
4,5
2,3
0,0
0,0
0,1
2,1
0,0
0,0
0,1
1,9
5,0
0,0
4,9
0,0
0,1
0,4
23,6
3,5
20,0
407,4
33,3
4,3
3,6
0,7
4,1
2,3
0,0
0,0
0,1
1,7
0,0
0,0
0,1
1,6
4,3
0,0
4,2
0,0
0,1
0,5
20,1
2,5
17,6
371,2
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
b. Haushalte
Tabelle 11.49:
267
Entwicklung der N2O-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60
2007
2012
2020
2030
21,0
22,2
19,8
21,2
18,0
19,7
16,7
18,5
21,0
19,8
18,0
16,7
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
22,2
13,1
12,6
0,5
2,7
0,3
0,0
0,0
0,0
2,4
0,0
0,1
0,3
2,0
3,6
0,1
3,5
0,0
0,0
1,2
1,5
0,5
1,0
0,0
21,1
12,1
11,5
0,6
2,5
0,3
0,1
0,0
0,0
2,2
0,0
0,1
0,2
1,9
3,5
0,1
3,4
0,0
0,0
1,4
1,6
0,6
1,0
0,0
19,7
11,0
10,4
0,6
2,2
0,3
0,0
0,0
0,0
1,9
0,0
0,0
0,1
1,7
3,5
0,1
3,4
0,0
0,0
1,6
1,2
0,5
0,8
0,0
18,5
10,0
9,4
0,6
2,1
0,3
0,0
0,0
0,0
1,8
0,0
0,0
0,1
1,6
3,3
0,1
3,2
0,0
0,0
1,8
1,3
0,5
0,8
0,0
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
b. Haushalte
268
Tabelle 11.50:
Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen in der Variante mit Laufzeitverlängerung
auf 60 Jahre (Rc) im Common Reporting Format nach UNFCCC Richtlinie
2)
e. Weitere Branchen
Glas
Kalkherstellung
Zementherstellung
3. Verkehr
a.
b.
c.
d.
Ziviler Luftverkehr
Straßenverkehr
Schienenverkehr
Schiffsverkehr
4)
4)
b. Haushalte
2007
2012
2020
2030
857,4
883,0
798,6
822,9
680,5
708,9
550,2
582,5
846,5
788,5
672,0
542,4
872,2
393,4
363,9
29,5
812,7
330,3
302,1
28,2
700,3
266,2
237,9
28,3
574,7
179,4
147,8
31,6
173,7
52,3
1,3
0,0
0,0
120,1
0,8
7,7
23,0
88,6
149,5
2,4
145,3
1,3
0,5
25,7
129,9
43,1
86,8
10,8
165,8
51,5
1,9
0,0
0,0
112,4
0,6
7,0
19,7
85,1
151,4
6,0
143,1
1,5
0,8
24,2
140,9
47,2
93,7
10,2
149,2
47,2
1,8
0,0
0,0
100,2
0,5
6,7
17,8
75,2
140,4
6,2
132,0
1,3
0,9
28,3
116,2
39,9
76,3
8,6
136,9
49,4
1,4
0,0
0,0
86,0
0,4
5,9
15,2
64,5
126,8
5,9
118,8
1,2
0,9
32,3
99,3
39,0
60,3
7,8
Tabelle 11.51:
269
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Variante mit Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Rc)
Status Quo
(2008)
THG-Em issionen
-20%
(1990-2007)
CO2-Em issionen
-19%
(1990-2007)
Ziel 2020
Erläuterung
-21% (bis 2012)
(-40%)
-40% nur, w enn
EU-w eit Reduktion
um 30%
Variante m it Laufzeitverlängerung (Rc)
2020
2030
-37%
-49%
-36%
-48%
16%
20%
Energie aus
erneuerbaren Quellen
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
Strom aus
14%
Mindestens 30%
Anteil am
27%
35%
Wärm e aus
ca. 6%
14%
15%
17%
71%
104%
(1990-2020)
(1990-2030)
-5%
-11%
13592 PJ
13418 PJ
-13.9%
-19.5%
10.5%
10.5%
15%
16%
160 TWh
160 TWh
1,84%/a
(1990-2008)
Energieeffizienz
Verdopplung
(=+100%) der
Basisjahr: 1990
(BIP/PEV)
-20%
Δ PEV bezogen auf
(EU-Ziel, hier auf
Trendannahme EUDeutschland
Kommission
bezogen)
-9% Endenergie
Basis: EEV
(bis 2016,
Durchschnitt
Einsparrichtw ert)
2001-2005
7,3%
7%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
Verdopplung auf
etw a 25 %
Strom erzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
Biokraftstoffanteil
Gemessen als
der Systematik)
270
11.3 Sensitivitätsanalyse
schaftswachstum –
dauert länger“
Veränderungen
annahmen
bei
den
(Ra) hinterlegten Wachstumsraten und
befindet sich dadurch permanent auf niedrigerem Niveau. In 2020 liegt es 9,4 %
unter dem Wert der Referenzprognose
und in 2030 noch 9,3 %.
„WirtDie Krise
Rahmen-
Die Modellrechnungen mit NEWAGE zeigen, dass sich durch die lange Krise die
Wirtschaftsstruktur signifikant und dauerhaft verändert. Nach Kontraktion und langer Stagnation können mehrere Wirtschaftsbereiche unter den gesetzten Klimaschutz- und Energiepreisannahmen in
Deutschland nicht oder nur schwerlich
wieder Fuß fassen. Dazu gehören insbesondere die Produktion von Eisen, Stahl
und nichtmetallischen mineralischen Stoffen sowie die chemische Industrie
(Abbildung 11.1). Im Vergleich zur Referenzprognose ist also in diesem Krisenszenario ein deutlicherer Strukturwandel
auszumachen.
Angesichts der derzeitigen globalen Rezession und der großen Unsicherheiten in
Bezug auf eine wirtschaftliche Erholung
(Abschnitt 3.3) befasst sich die Energieprognose 2009 auch mit der Perspektive
einer lang anhaltenden Stagnation der
deutschen Volkswirtschaft. Ziel der Sensitivitätsanalyse S1 ist es, die grundsätzlichen Konsequenzen eines dauerhaft niedrigeren Wachstumspfads quantitativ zu
beleuchten. Dafür wird hier eine deutlich
längere Depressionsphase auch für die
Zeit nach 2009 / 2010 angenommen. Das
in
Deutschland
wächst erst nach dem Modelljahr 2015
wieder mit den in der Referenzprognose
Abweichungen in BIP, BWS, Erwerbstätigkeit
und Produktionsmengen [Referenz=100]
105
BIP
BWS
100
Erwerbstätige GHD
95
Eisen/Stahl
90
NE-Metalle
85
Chemie
80
NM-Mineralien
Papier
75
Sonst. Industrie
70
2010
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 11.1: Veränderung prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse „Die Krise
dauert länger“ (S1) gegenüber der Referenzprognose (Ra)
271
Veränderungen bei den Ergebnissen
Die Annahme einer langen Wirtschaftskrise schlägt sich auch auf dem Arbeitsmarkt nieder. Die Arbeitslosigkeit steigt
gegenüber der Referenzprognose an. Die
größten absoluten Beschäftigungsverluste
sind ungeachtet des Strukturwandels im
Dienstleistungssektor zu beobachten. Im
Relativvergleich liegt die Zahl der im Bereich Gewerbe, Handel, Dienstleistungen
(GHD) Erwerbstätigen in 2020 um 15,4 %
und in 2030 um 16,1 % unter der Referenzprognose. Die für den Verkehrssektor
relevanten Größen Fahrleistung und Verkehrsleistung ändern sich in der Sensitivität S1 wie folgt: Die Güterverkehrsleistung liegt in 2020 und in 2030 um gut
9 % unter dem Referenzniveau. Aufgrund
des niedrigeren verfügbaren Einkommens
geht die Personenverkehrsleistung um
3,2 % in 2020 und um 5,0 % in 2030 gegenüber der Referenzprognose zurück.
Die Annahmen bezüglich einer länger
andauernden Krise haben deutliche Auswirkungen auf das Energiesystem in
Deutschland. Neben der Struktur der
Stromerzeugung sind insbesondere die
Nachfragesektoren Industrie und mit Abstrichen auch Verkehr deutlich von den
krisenbedingten Veränderungen betroffen.
An dieser Stelle sollen deshalb schwerpunktmäßig die Veränderungen der Endenergieverbrauchssektoren Verkehr und
Industrie diskutiert werden.
Verkehr und Industrie
Der Endenergieverbrauch im Verkehrssektor weist in der Sensitivitätsanalyse S1
„Die Krise dauert länger“ einen deutlichen
Rückgang von 133 PJ (2020) bzw. 166 PJ
(2030) gegenüber der Referenzprognose
(Ra) auf (Abbildung 11.2). Dabei ist insbesondere der Dieseleinsatz rückläufig
(-90 PJ in 2020 bzw. -85 PJ in 2030).
3000
Sonstige
2500
Biokraftstoffe
2000
Strom
1500
Gas
1000
Kerosin
500
Benzin
2012
2015
2020
2025
S1
Ra
S1
Ra
S1
Ra
S1
Ra
S1
Ra
2007
2005
2000
1995
1990
0
Diesel
2030
Abbildung 11.2: Endenergieverbrauch im Verkehrssektor in der Sensitivitätsanalyse „Die Krise dauert länger“ (S1) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra)
272
renzprognose (Ra)). Im Gegensatz dazu
bleibt die mittlere Fahrzeugeffizienz in
allen Bereichen nahezu unverändert.
Haupttreiber dieser Entwicklung ist die
gegenüber der Referenzprognose (Ra)
reduzierte Straßengüterverkehrsleistung,
die analog zu den reduzierten Produktionsmengen in der Industrie deutlich geringer ausfällt. Dementsprechend weisen
unter den verschiedenen Verkehrsmitteln
die LKWs den deutlichsten Rückgang im
Endenergieverbrauch auf (-71 PJ in 2020,
-76 PJ in 2030 zum Referenzergebnis).
Neben dem Straßengüterverkehr ist eine
klare Abnahme des Endenergieverbrauchs
auch im Schienengüterverkehr und in der
Binnenschifffahrt zu beobachten (-9,4 %
2020, -9,3 % in 2030 jeweils zur Refe-
In der Industrie verringert sich der Endenergieverbrauch, in Folge eines Rückgangs der Produktionsmengen, gegenüber
der Referenzprognose (Ra) um 302 PJ in
2020, bzw. um 242 PJ in 2030 (Abbildung
11.3). Im Vergleich zu den statistischen
Werten der Vergangenheit fällt der Rückgang entsprechend noch deutlicher aus
(-312 PJ in 2015 bzw. -498 PJ in 2020
bezogen auf den Durchschnitt von 20012005).
3500
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
3000
Müll
2500
Erneuerbare
2000
Fernwärme
1500
Strom
1000
Gas
500
Mineralölprodukte
2012
2015
2020
2025
S1
Ra
S1
Ra
S1
Ra
S1
Ra
S1
Ra
2007
2006
2005
2000
1995
1990
0
Kohlen
2030
Abbildung 11.3: Endenergieverbrauch im Industriesektor in der Sensitivitätsanalyse „Die Krise dauert länger“ (S1) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra)
Die Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse
S1 weisen allerdings eine geringere Energieeffizienzsteigerung in der Industrie auf
(2007-2030: 1,41 %/a im Gegensatz zu
1,52 %/a in der Referenzprognose (Ra)),
was tendenziell verbrauchserhöhend wirkt
und damit der verbrauchsreduzierenden
Wirkung der verminderten Produktions-
mengen entgegenläuft. Ursachen für die
geringen Effizienzsteigerungen sind eine
geringere Auslastung der Anlagen und ein
daraus resultierender, verminderter Wirkungsgrad, die Verschiebung von Ersatzund Erweiterungsinvestitionen in effizientere Technologien sowie verminderte Anreize zur Reduktion der CO2-Emissionen.
Aufgrund der verringerten Produktionsmengen und des damit einhergehenden
geringeren Energiebedarfs werden die
Emissionsreduktionsvorgaben
krisenbedingt auch mit deutlich geminderten Anstrengungen zur Steigerung der Effizienz
erreicht. Indikator dafür ist der im Vergleich zu den anderen Sensitivitätsanalysen geringe CO2-Preis im ETS, der vor
allem auf die Emissionsreduktionen in der
Industrie zurückzuführen ist. Wegen des
geringen Anreizes zur Emissionsminderung ist auch der Anteil der Erneuerbaren
Energien in der Industrie geringer als in
der Referenzprognose (Ra). Er beläuft sich
auf 6,9 % in 2030, dem geringsten Anteil
am Endenergieverbrauch im Industriesektor im Vergleich aller Sensitivitätsanalysen.
Endenergieverbrauch,
Strombereitstellung und Primärenergieverbrauch
Der gesamte Endenergieverbrauch liegt
deutlich unter den Werten der Referenzprognose (Ra) (-543 PJ in 2020, -565 PJ
in 2030). Haupttreiber dieser Entwicklung
sind, wie oben beschrieben, die beiden
Sektoren Industrie und Verkehr, die für
80 % des Rückgangs des Endenergieverbrauchs in 2020 verantwortlich sind
(72 % in 2030).
Auch im Erzeugungssektor ist ein nachfragebedingter Rückgang der Stromerzeugung zu erkennen (-6,6 % in 2020,
-1,2 % in 2030 bei gleichzeitigem Rückgang der Stromimporte). Die Anteile der
eingesetzten Energieträger zur Stromerzeugung verschieben sich hin zu mehr
Stein- und Braunkohle und weniger Gas,
da in der Industrie frei werdende Zertifikate in den öffentlichen Erzeugungssektor
verschoben werden. Aufgrund der Verringerung der insgesamt erzeugten Strommenge bei konstanten Stromerzeugungs-
273
mengen aus Erneuerbaren Energien erhöht sich in der Sensitivitätsanalyse S1
der Anteil der Erneuerbaren Energien an
der Stromversorgung auf 27,5 % in 2020
und 38,0 % in 2030.
Insgesamt
ist
der
Primärenergieverbrauch in 2020 4,7 % geringer als in
der Referenzprognose (Ra) (5,9 % in
2030). Hinsichtlich der Anteile der Energieträger am Primärenergieverbrauch ist
vor allem ein durch die Änderungen in der
Stromerzeugungsstruktur
verursachter
Anstieg der Nutzung der Kohlen und eine
Verminderung der Gase zu beobachten.
Insgesamt verdeutlicht der relativ geringe
Rückgang des Primärenergieverbrauchs im
Vergleich zum Endenergieverbrauch den
Einsatz von weniger effizienten Umwandlungstechnologien.
Emissionen
Deutliche Emissionsminderungen sind in
der Industrie zu beobachten. Die stärksten Effekte treten dabei in den mittleren
Perioden auf (z.B. eine Reduktion um
17,9 % in 2020 im Vergleich zur Referenzprognose). Durch die Zunahme des
Kohlenverbrauchs steigen hingegen die
Emissionen
im
Umwandlungssektor
(+5,8 % in 2020 im Vergleich zur Referenzprognose (Ra)). Insgesamt beträgt
die C02-Emissionsminderung im Jahr 2020
bezogen auf 1990 36 %, im Jahr 2030
sind es 47 %.
Politische Zielvorgaben
Wegen des deutlichen Rückgangs der
industriellen Produktionsmengen und der
Verkehrsleistungen weist die Sensitivitätsanalyse S1 im Vergleich der Referenz- und
Sensitivitätsrechnungen bei den absoluten
Zielen im Nachfragebereich (Primär- und
Endenergieverbrauchsreduktion)
jeweils
den höchsten Grad bei der Erreichung po-
274
litischer Ziele (bzw. eine Zielübererfüllung) auf. So kommt es beim Endenergieverbrauch zu einer Reduktion um 14,6 %
in 2015 und 25,8 % in 2030 gegenüber
dem Durchschnitt der Jahre 2001-2005.
Infolge
des
niedrigeren
Energieverbrauchs wird in dieser Sensitivitätsanalyse zudem eine höhere Emissionsminderung erzielt. Gegenüber 1990 reduziert
sich der CO2-Ausstoß bis 2020 um 36 %,
bis 2030 um 47 %. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien kann auf gleiche
Weise vorangetrieben werden wie in der
Referenzprognose. In Bezug auf die Energieproduktivität zeichnet sich diese Sensitivitätsanalyse aufgrund des niedrigen
Investitionsniveaus jedoch in der Gruppe
der Sensitivitäten mit Kernenergieausstieg
durch die geringste Steigerung im Vergleich zu 1990 aus und verpasst das Ziel
einer Verdopplung zwischen 2020 und
1990 deutlich (Verbesserung um 74 %).
Tabelle 11.52:
275
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Die Krise dauert länger“ (S1)
Unit
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Jahresdurchschnitt
KWK-Strom
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Summe
Anteil KWK
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
KWK (öffentlich)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Abwärme
Summe
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
131
152
11
36
145
20
0
0
15
0
0
508
135
130
7
39
146
24
2
0
14
0
0
497
134
136
5
47
161
28
8
0
13
0
9
540
122
143
6
69
155
26
27
1
14
0
20
581
129
143
5
73
133
25
40
3
23
0
23
597
125
141
11
61
126
30
55
7
30
1
8
595
142
135
7
44
97
30
66
10
30
1
7
569
136
133
7
56
22
31
93
13
36
1
6
535
84
133
4
105
0
31
128
16
38
2
5
546
79
127
4
128
0
31
153
19
40
3
5
589
%
3,4
4,7
6,3
10,4
14,2
18,4
21,1
27,5
33,6
38,0
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
31
26
10
17
24
9
0
0
2
0
0
119
31
22
9
20
23
9
1
0
2
0
0
117
30
20
7
21
22
9
6
0
2
0
2
121
28
20
6
21
20
11
18
2
2
0
6
134
28
20
6
22
20
11
22
4
4
0
6
143
29
21
4
29
16
11
30
8
5
0
3
155
28
17
3
28
12
11
34
11
5
0
3
152
23
17
2
28
3
11
44
14
6
0
1
149
19
17
1
38
0
11
53
18
6
0
1
165
12
17
1
49
0
11
62
20
6
0
1
179
4193
5815
1052
2154
5989
2264
714
500
6514
0
4342
5898
755
2002
6385
2672
1645
611
6498
0
4266
4240
4433
6794
691
2201
7175
2939
1243
577
6453
0
4350
4466
4425
7039
933
3314
7600
2404
1475
738
6029
0
3413
4333
4649
7015
784
3277
6507
2315
1781
858
6238
0
4013
4164
4369
6817
2489
2120
7919
2822
1852
929
5614
0
2627
3835
4971
7751
2536
1546
7996
2851
1946
929
6014
0
2826
3740
5996
7765
3477
2013
8266
2911
2106
929
6137
0
4608
3594
4394
7637
3068
2741
0
2911
2405
929
6390
0
5633
3317
6457
7406
4896
2639
0
2911
2466
929
6590
0
5766
3290
28
6
1
14
0
1
1
1
52
9,6
18
6
2
38
0
4
1
2
71
12,2
16
5
2
43
0
7
1
2
76
12,8
19
5
3
45
0
5
1
2
80
13,7
23
4
3
37
0
8
1
2
78
13,8
22
3
3
45
0
13
0
2
89
16,8
17
3
0
64
0
16
0
2
102
19,0
9
3
0
79
0
17
0
2
111
19,1
1268
1420
63
391
1851
115
34
0
56
0
136
5335
1161
1462
92
607
1779
104
98
5
67
0
54
5429
1345
1480
79
694
1533
74
143
11
113
0
18
5490
1099
1357
86
456
1449
83
198
27
242
11
84
5091
1195
1285
56
322
1111
84
239
35
236
11
71
4645
1125
1211
50
315
250
88
334
48
272
18
73
3783
628
1132
39
573
0
88
461
59
281
28
71
3359
621
1063
39
682
0
88
550
68
288
38
64
3500
299
116
21
12
140
1
1
9
52
2
0
0
44
0
0
5
5
356
301
148
17
12
114
2
0
8
50
2
0
0
41
1
0
5
5
356
299
138
11
11
103
27
0
9
56
1
0
0
41
8
0
5
5
360
308
101
11
1
151
36
0
9
54
0
0
0
39
10
0
5
5
367
310
33
11
1
222
37
0
7
50
0
0
0
37
9
0
4
6
367
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
%
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
1270
1795
109
332
1663
89
0
0
60
0
108
5426
1332
1455
82
341
1681
99
6
0
60
0
92
5148
276
Unit
Steinkohle
PJ
Braunkohle
PJ
Mineralöl
PJ
Gase
PJ
Kernenergie
PJ
Wasser, Wind, Solar
PJ
Sonst. Erneuerbare
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Müll (nicht-ern.)
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Stromimport
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
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Gas + LPG
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
%
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Diesel
PJ
Benzin
PJ
Kerosin
PJ
Biokraftstoffe
PJ
Gas inkl. LPG
PJ
Strom
PJ
Sonstige
PJ
Summe
PJ
CO2-Emissionen
Mio. t
Industrie
Mio. t
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
Mio. t
Transport
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
2306
3201
5217
2328
1668
58
125
0
3
14905
2060
1734
5689
2812
1682
83
192
0
17
14269
2021
1550
5499
2996
1851
127
346
0
11
14401
1808
1596
5166
3236
1779
173
602
136
-31
14465
1990
1612
4701
3118
1533
228
746
133
-68
13993
1739
1425
4650
2677
1449
356
842
137
-8
13267
1785
1365
4523
2388
1111
413
885
137
54
12661
1631
1272
4099
2301
250
530
1049
138
145
11416
1061
1186
3828
2549
0
673
1059
138
166
10659
968
1105
3737
2583
0
775
1019
139
43
10368
1481
3980
1871
1638
383
120
0
629
4305
2260
1650
366
112
0
513
4064
2410
1780
265
202
0
396
3730
2266
1864
264
371
30
484
3242
2169
1904
264
489
33
374
3266
2066
1952
289
562
25
337
3154
1920
1926
293
609
38
288
2740
1826
1898
299
683
35
251
2456
1798
1956
310
655
35
231
2379
1628
1989
318
651
42
1
9473
0
9322
0
9234
0
8920
0
8585
0
8533
0
8277
0
7769
0
7461
0
7238
11,1
12,6
16,4
18,8
20,8
868
308
936
748
101
16
0
479
299
929
685
70
11
0
445
199
972
748
43
14
0
355
174
909
823
45
88
30
437
158
842
816
44
114
33
334
126
757
806
43
99
25
301
108
689
802
41
121
38
269
63
637
740
41
129
35
250
56
659
776
39
130
35
231
47
624
780
37
131
42
0
2977
0
2473
0
2421
0
2424
0
2444
0
2191
0
2100
0
1914
0
1944
0
1891
250
603
302
419
122
39
0
46
550
406
447
125
5
0
19
406
454
504
91
4
0
9
364
397
473
88
10
0
12
266
433
522
90
18
0
11
261
422
555
104
58
0
9
233
402
540
111
62
0
6
205
347
536
119
66
0
1
195
301
540
134
70
0
1
179
260
545
145
75
0
0
1733
0
1579
0
1478
0
1341
0
1340
0
1411
0
1357
0
1278
0
1242
0
1204
363
740
633
422
160
65
0
104
902
925
458
171
96
0
49
779
984
470
131
171
0
32
689
1012
509
131
196
0
35
441
887
508
130
202
0
30
560
857
531
142
275
0
27
521
786
523
141
295
0
13
373
772
553
140
294
0
0
268
741
553
138
283
0
0
242
645
562
136
278
0
0
2383
0
2656
0
2584
0
2569
0
2202
0
2395
0
2294
0
2144
0
1982
0
1863
802
1330
196
0
0
49
1
2379
1019
1301
233
0
1
58
2
2614
1145
1238
297
12
1
57
0
2751
1109
993
344
77
5
58
0
2586
1102
894
374
155
14
59
0
2598
1064
854
401
130
30
59
0
2537
1093
780
419
130
43
61
0
2526
995
660
444
194
70
69
0
2432
935
537
465
173
96
86
0
2292
973
456
481
168
100
102
0
2280
419
239
361
193
351
181
369
166
389
173
336
157
323
140
296
126
221
132
214
126
216
158
1032
11
1044
960
194
172
920
15
934
854
172
177
881
19
901
818
159
156
849
23
873
795
129
148
839
25
864
781
139
148
780
24
803
738
131
146
739
25
764
706
112
131
666
27
692
642
102
119
574
28
603
551
94
116
549
30
579
530
Unit
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Kernenergie
PJ
Strom
PJ
Erneuerbare
PJ
Sonstiges
PJ
Summe
PJ
Rahmenannahmen
Mrd. € 2000
Bevölkerung
Mio.
Beschäftigte GHD
Mio.
Haushalte
Mio.
Wohnfläche HH
[Mio. m²]
Indikatoren
PJ/ Mio. PER
Mrd. €2000/PJ
PJ/Mrd. €2000
kg/€2000
t/PER
CO2-Intensität des
Mio. t/EJ
Endenergieintensität Ind.
(EEVIndustrie/BIP)
TJ/Mrd. €2000
TJ/Tsd.
Erwerbst. GHD
MJ/qm Fläche
[lBenzin äqu. /100
Effizienz Verkehr
km]
1990
1995
2000
2005
277
2007
2012
2015
2020
2025
2030
145
4956
1761
1606
3
0
0
8471
434
5421
2220
1682
17
0
0
9775
925
5215
2368
1851
11
0
0
10371
1062
5111
2571
1779
-31
0
0
10492
1321
4431
2592
1533
-68
0
0
9877
1441
4536
2238
1449
-8
35
0
9690
1605
4418
1988
1111
54
26
0
9202
1631
4009
1941
250
145
83
0
8060
1061
3828
2549
0
166
75
0
7678
968
3737
2583
0
43
105
0
7436
1720
79,4
26,20
34,9
2774
1867
81,7
27,80
36,9
3005
2063
82,2
29,81
38,1
3245
2125
82,5
30,16
39,2
3395
2242
82,3
31,06
39,7
3448
2174,9
82,0
28,11
40,6
3546
2197
81,8
25,28
41,0
3581
2288,2
81,4
25,19
41,5
3648
2394,4
80,6
24,70
41,8
3703
2524,5
79,7
24,00
42,0
3751
188
0,12
8,67
0,60
13,01
175
0,13
7,64
0,49
11,26
175
0,14
6,98
0,43
10,72
175
0,15
6,81
0,40
10,30
170
0,16
6,24
0,37
10,20
162
0,16
6,10
0,36
9,51
155
0,17
5,76
0,34
9,04
140
0,20
4,99
0,29
8,18
132
0,22
4,45
0,24
7,12
130
0,24
4,11
0,22
6,90
69,3
64,5
61,2
58,7
60,0
58,78
58,40
58,30
53,88
52,99
1731
1325
1174
1141
1090
1007
956
837
812
749
66,76
56,81
49,58
44,45
43,14
50,20
53,70
50,73
50,28
50,17
859,0
883,6
796,3
756,6
638,7
675,3
640,6
587,8
535,3
496,49
9,5
8,9
8,4
8,0
8,0
6,8
6,6
6,0
5,2
4,8
278
Tabelle 11.53:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Die Krise
dauert länger“ (S1)
Status Quo
(2008)
Sensitivität "Die Krise dauert länger" (S1)
Ziel 2020
Erläuterung
2020
2030
-19%
(1990-2007)
-21% (bis 2012)
(-40%) (THG)
-40% nur, wenn
EU-weit Reduktion
um 30%
-36%
-47%
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
16%
21%
Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am
28%
38%
Energien
ca. 6%
14%
15%
18%
1,84%/a
(1990-2008)
Verdopplung
(=+100%) der
(BIP/PEV)
Basisjahr: 1990
+74%
+111%
(1990-2020)
(1990-2030)
-20%
(EU-Ziel, hier auf
Δ PEV bezogen auf
-16%
-23%
13592 PJ
13418 PJ
-9% Endenergie
(bis 2016,
Einsparrichtwert)
Basis: EEV
Durchschnitt
2001-2005
-20,1%
-25,8%
7,3%
7%
Gemessen als
Systematik)
10,5%
10,5%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
25 %
17%
19%
Stromerzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
22 TWh
0 TWh
CO2-Emissionen
Quellen
Energieeffizienz
Biokraftstoffanteil
11.4 Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“
279
Rahmen-
Preis von 169 $/bbl. Dieselben Preisannahmen gelten für die Sensitivitätsanalyse
„Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“
(S2d) (Abschnitt 11.5).
Die Entwicklung der Energiemärkte unmittelbar vor Ausbruch der Wirtschaftskrise war geprägt durch ungewöhnlich hohe
Energie- und insbesondere Rohölpreise.
Um der Unsicherheit bezüglich der Ölpreisentwicklung Rechnung zu tragen,
berücksichtigt die Energieprognose 2009
in zwei Sensitivitätsanalysen die Möglichkeit von dauerhaft hohen Energieträgerpreisen. In der Sensitivitätsanalyse „Hohe
Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ (S2a)
werden gegenüber der Referenzprognose
höhere Energieträgerpreise für Öl, Gas
und Steinkohle (Tabelle 3.6) unterstellt.
Der Preispfad „Hohe Ölpreise“ geht davon
aus, dass der Ölpreis bis 2030 die Marke
von 100 $2007/bbl erreicht. Nominal entspricht dies bei der unterstellten mittleren
Inflationsrate von 2,3 % pro Jahr einem
Bei höheren Energieträgerpreisen, wie
in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise
bei Kernenergieausstieg“ (S2a) angenommen, verringert sich das auf die Wirtschaftskrise folgende Wachstum. Die Belastung der deutschen Wirtschaft durch
die höheren Kosten im Energiesystem
führt zu einem BIP, das im Jahr 2020 fast
1,3 % und in 2030 etwa 0,9 % unter dem
Niveau
der
Referenzprognose
liegt
(Abbildung 11.4). Langfristig kann sich die
Gesamtwirtschaft offensichtlich besser auf
das höhere Preisniveau einstellen. Sektoral ergeben sich aber mitunter auch
dauerhafte und stetige Produktionsrückgänge. Grundsätzlich beschleunigt die
Annahme hoher Energieträgerpreise die
Verschiebung in der Wertschöpfungsstruktur in Richtung energieextensiver Wirtschaftsbereiche.
Veränderungen
annahmen
bei
den
100,0
BIP
BWS
99,5
Erwerbstätige GHD
99,0
Eisen/Stahl
NE-Metalle
98,5
Chemie
98,0
NM-Mineralien
Papier
97,5
Sonst. Industrie
97,0
2010
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 11.4: Veränderungen prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse „Hohe
Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ (S2a) gegenüber der Referenzprognose (Ra)
280
se um ca. 0,95 % in 2020 und um ca.
1,27 % in 2030. Die hohen Kraftstoffpreise beeinflussen zudem den modalen Split:
Die Nachfrage nach ÖPNV und Schienenverkehr steigt zu Lasten des motorisierten
Individualverkehrs an.
Die Belastung der Haushalte durch hohe
Energiepreise führt zu einer nachfrageseitig induzierten stetigen Verringerung
der Wertschöpfung im Dienstleistungssektor. Es ist daher, anders als für die
gesamtwirtschaftliche
Wertschöpfung,
auch keine relative Erholung bezüglich der
Erwerbstätigkeit im Bereich Gewerbe,
Handel, Dienstleistungen auszumachen,
sondern ein kontinuierlicher Rückgang um
knapp 1,8 % in 2020 und 2,3 % in 2030.
Endenergieverbrauch
Bedingt durch die höheren Energieträgerpreise in der Sensitivitätsanalyse S2a
verringert sich der Endenergieverbrauch
gegenüber der Referenzprognose um
89 PJ in 2020 bzw. 181 PJ in 2030, was in
relativen Größen einer Reduktion von
1,1 % bzw. 2,3 % entspricht (Abbildung
11.5).
In Folge der Veränderung der Wertschöpfungsstruktur verringert sich die
Güterverkehrsleistung in dieser Sensitivitätsanalyse um 1,27 % in 2020 und um
0,88 % in 2030 gegenüber der Referenzprognose. Die Personenverkehrsleistung sinkt gegenüber der Referenzprogno10000
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
9000
Müll
8000
Erneuerbare
7000
6000
Fernwärme
5000
Strom
4000
3000
Gas
2000
Mineralölprodukte
1000
2012
2015
2020
2025
S2a
Ra
S2a
Ra
S2a
Ra
S2a
Ra
S2a
Ra
2007
2006
2005
2000
1995
1990
0
Kohlen
2030
Abbildung 11.5: Endenergieverbrauch in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ (S2a) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra)
Der Verbrauchsrückgang wird in erster
Linie durch die Industrie (-40 PJ in 2020
bzw. -80 PJ in 2030) sowie den Verkehrssektor (-35 PJ in 2020 bzw. -43 PJ in
2030) hervorgerufen und basiert im Wesentlichen auf den niedrigeren industriellen Produktionsmengen bzw. der verringerten Personen- und Güterverkehrsnach-
Stromverbrauchs um 3 PJ in 2020 bzw.
8 PJ in 2030. Auch im Verkehrssektor
kommt es zu einem geringen Anstieg des
Stromverbrauchs (+2 PJ in 2020 bzw.
+3 PJ in 2030), da die höheren Mineralölpreise zu einer Verschiebung im Modal
Split und somit zu einer erhöhten Personenverkehrsnachfrage im Schienenverkehr führen.
frage. Die Reduktion in den Sektoren
Haushalte (-8 PJ in 2020 bzw. -38 PJ in
2030) und GHD (-7 PJ in 2020 bzw. -21 PJ
in 2030) resultiert aus Energieeinsparmaßnahmen und technologischen Effizienzverbesserungen sowie dem niedrigeren
Wirtschaftswachstum.
Auf Energieträgerebene lässt sich ein
starker Verbrauchsrückgang bei Erdgas
(-10 PJ in 2020 bzw. -68 PJ in 2030) und
Mineralölprodukten (-80 PJ in 2020 bzw.
-66 PJ in 2030) beobachten, da diese direkt von den höheren Energieträgerpreisen betroffen sind. Auch der Stromverbrauch geht insgesamt um 14 PJ in
2020 bzw. 46 PJ in 2030 zurück. Entgegen
dem generellen Trend verzeichnet der
Haushaltssektor eine leichte Zunahme des
Strombereitstellung
Die Nettostromerzeugung im Inland
verringert sich infolge der höheren Energieträgerpreise gegenüber der Referenzprognose um 19 TWh (3,3 %) bis zum
Jahr 2020 und 21 TWh (3,6 %) bis 2030
(Abbildung 11.6).
700
42%
Stromimport-saldo
650
39%
600
36%
550
33%
500
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
281
Sonst. Erneuer-bare
Energien
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
Steinkohle
2012
2015
2020
2025
Ra
S2a
S2a
Ra
Ra
S2a
Ra
S2a
S2a
Ra
2007
2005
2000
1995
-3%
1990
-50
Anteil Erneuerbarer
Energien
2030
Abbildung 11.6: Nettostrombereitstellung in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ (S2a) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra)
Neben der niedrigeren Stromnachfrage
tragen dazu auch steigende Nettostromimporte bei (+15 TWh in 2020 bzw.
+11 TWh in 2030). Am deutlichsten geht
mit 25 TWh in 2020 und 22 TWh in 2030
die Stromerzeugung aus Erdgas zurück.
Dies wirkt sich seinerseits auf die KWKStromerzeugung aus, die in 2020 um
6 TWh und in 2030 um 7 TWh abnimmt.
Zu einem zwischenzeitlichen Anstieg
282
kommt es hingegen bei der Stromerzeugung aus Kohle (+7 TWh in 2020), insbesondere Steinkohle (+5 TWh), wodurch
die rückläufige Erdgasstromerzeugung
teilweise kompensiert wird. Ab 2025 sinkt
die Stromproduktion aus Kohle aufgrund
der sich verschärfenden Klimaschutzziele
auf das Niveau der Referenzprognose ab.
Dabei kommt es jedoch zu einer Verschiebung der Stromerzeugung aus Steinkohle
(-23 TWh in 2030) hin zu Braunkohle
(+23 TWh in 2030), die verstärkt in Anlagen mit CO2-Abscheidung und Speicherung (CCS) stattfindet. Der Anteil erneuerbarer Energieträger an der Stromerzeugung bleibt im Vergleich zur Referenzprognose zunächst unverändert und
liegt in 2020 mit 27 % noch leicht unter
der Zielvorgabe von 30 %. Bis zum Jahr
2030 erhöht sich der Anteil gegenüber der
Referenzprognose jedoch um 0,5 %Punkte auf dann 36,9 %.
zusätzlichen Rückgang um 5 Mio. t CO2
(0,7 %) in 2020 und 30 Mio. t CO2
(5,2 %) in 2030. Bis 2020 entfällt diese
Reduktion größtenteils auf die Endenergiesektoren Industrie (-6 Mio. t CO2) und
Verkehr (-2 Mio. t CO2), in denen es zu
den beschriebenen Verringerungen der
industriellen Produktionswerte bzw. der
Personenund
kommt. Die CO2-Emissionen im Umwandlungssektor steigen in 2020 aufgrund der
Substitution der Stromerzeugung aus Gas
durch Kohle leicht um 2 Mio. t CO2. In
den Sektoren Haushalte und GHD nehmen
sie ebenfalls um 1 Mio. t CO2 zu. In 2030
verzeichnet der Umwandlungssektor mit
-13 Mio. t CO2 den mit Abstand stärksten
CO2-Emissionsrückgang. Dieser resultiert
aus der Verminderung der Stromproduktion sowie dem erläuterten stärkeren Einsatz von Stromerzeugungstechnologien
mit CCS.
Der Primärenergieverbrauch verringert
sich gegenüber der Referenzprognose in
Folge der erhöhten Energieträgerpreise
um 183 PJ (1,5 %) bis 2020 bzw. 302 PJ
(2,7 %) bis 2030. Die stärkste Reduktion
erfährt mit -200 PJ in 2020 und –193 PJ in
2030 der Erdgasverbrauch sowie in 2030
zusätzlich der Steinkohleverbrauch mit 262 PJ. Die Ursachen liegen vor allem in
den oben beschriebenen Effekten auf Seiten der Stromerzeugung. Der ebenfalls
abnehmende Mineralölverbrauch (-40 PJ
in 2020 bzw. -67 PJ in 2030) basiert auf
dem erläuterten Rückgang des Verbrauchs
von Mineralölprodukten in den Endenergiesektoren.
Insgesamt erweist sich der Einfluss höherer Energieträgerpreise auf die Erreichbarkeit energiepolitischer Zielvorgaben als
eher gering. Die in der Referenzprognose
bis 2020 erzielte Minderung der CO2Emissionen um 33 % gegenüber 1990
wird mit 34 % leicht übertroffen. Das in
der EU-Dienstleistungsrichtlinie bzw. im
Nationalen
Energieeffizienz-Aktionsplan
ausgegebene
Ziel,
den
Endenergieverbrauch bis 2016 um 9 % gegenüber
dem Durchschnitt der Jahre 2001 bis 2005
zu verringern, wird bereits in 2012 übererfüllt. Die Reduktion liegt in 2012 unter
Berücksichtigung von Early Action Maßnahmen mit 10,7 % leicht über dem Wert
der Referenzprognose (10,4 %). Im Jahr
2020 beträgt die Reduktion 15,2 % gegenüber 14,2 % in der Referenzprognose,
im Jahr 2030 21,7 % gegenüber 19,7 %.
Emissionen
Bei den CO2-Emissionen kommt es gegenüber der Referenzprognose zu einem
Tabelle 11.54:
283
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ (S2a)
Unit
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Jahresdurchschnitt
KWK-Strom
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Summe
Anteil KWK
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
KWK (öffentlich)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Abwärme
Summe
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
131
152
11
36
145
20
0
0
15
0
0
508
135
130
7
39
146
24
2
0
14
0
0
497
134
136
5
47
161
28
8
0
13
0
9
540
122
143
6
69
155
26
27
1
14
0
20
581
129
143
5
73
133
25
40
3
23
0
23
597
128
141
9
64
126
30
55
7
30
1
10
602
149
135
7
52
97
30
66
10
31
1
7
585
123
132
7
85
22
31
97
13
36
1
6
554
63
143
4
107
0
31
128
16
38
2
5
537
62
156
4
101
0
31
153
19
40
3
5
575
%
3,4
4,7
6,3
10,4
14,2
18,1
20,3
26,9
32,7
36,9
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
31
26
10
17
24
9
0
0
2
0
0
119
31
22
9
20
23
9
1
0
2
0
0
117
30
20
7
21
22
9
6
0
2
0
2
121
28
20
6
21
20
11
18
2
2
0
6
134
28
20
6
22
20
11
22
4
4
0
6
143
29
21
4
30
16
11
30
8
5
0
3
156
29
17
3
30
12
11
34
11
5
0
3
155
23
17
2
31
3
11
46
14
6
0
1
155
20
19
1
38
0
11
53
18
6
0
1
166
13
21
1
45
0
11
62
20
6
0
1
180
4193
5815
1052
2154
5989
2264
714
500
6514
0
4342
5898
755
2002
6385
2672
1645
611
6498
0
4266
4240
4433
6794
691
2201
7175
2939
1243
577
6453
0
4350
4466
4425
7039
933
3314
7600
2404
1475
738
6029
0
3413
4333
4649
7015
784
3277
6507
2315
1781
858
6238
0
4013
4164
4417
6815
2123
2184
7919
2822
1852
929
5632
0
3173
3850
5137
7758
2170
1748
7996
2851
1946
929
6063
0
2826
3789
5253
7767
3448
2713
8266
2911
2096
929
6193
0
4334
3566
3159
7627
3068
2840
0
2911
2405
929
6222
0
5590
3228
4835
7610
4896
2233
0
2911
2466
929
6373
0
5757
3192
28
6
1
14
0
1
1
1
52
9,6
18
6
2
38
0
4
1
2
71
12,2
16
5
2
43
0
7
1
2
76
12,8
19
5
3
47
0
6
1
2
84
13,9
23
4
3
41
0
9
1
2
84
14,3
25
3
3
56
0
14
0
2
103
18,6
21
3
0
61
0
17
0
2
104
19,4
12
3
0
75
0
19
0
3
111
19,4
1268
1420
63
391
1851
115
34
0
56
0
136
5335
1161
1462
92
607
1779
104
98
5
67
0
54
5429
1345
1480
79
694
1533
74
143
11
113
0
18
5490
1122
1356
73
497
1449
83
198
27
242
11
84
5141
1252
1286
53
379
1111
84
239
35
235
11
71
4756
974
1215
50
469
250
88
350
48
256
18
72
3789
401
1224
39
591
0
88
461
59
263
28
68
3221
441
1316
39
534
0
88
550
68
267
38
65
3406
301
106
21
12
151
2
1
9
51
2
0
0
43
0
0
5
5
357
307
131
17
12
134
5
0
8
48
2
0
0
40
1
0
5
5
360
310
137
11
11
123
20
0
9
52
1
0
0
40
6
0
5
5
367
299
101
11
1
151
28
0
8
51
0
0
0
38
8
0
5
5
355
293
33
11
1
212
30
0
7
50
0
0
0
37
8
0
4
6
348
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
%
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
1270
1795
109
332
1663
89
0
0
60
0
108
5426
1332
1455
82
341
1681
99
6
0
60
0
92
5148
284
Unit
Steinkohle
PJ
Braunkohle
PJ
Mineralöl
PJ
Gase
PJ
Kernenergie
PJ
Wasser, Wind, Solar
PJ
Sonst. Erneuerbare
PJ
Müll (nicht-ern.)
PJ
Stromimport
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas + LPG
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
%
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Diesel
PJ
Benzin
PJ
Kerosin
PJ
Biokraftstoffe
PJ
Gas inkl. LPG
PJ
Strom
PJ
Sonstige
PJ
Summe
PJ
CO2-Emissionen
Mio. t
Industrie
Mio. t
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
Mio. t
Transport
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
2306
3201
5217
2328
1668
58
125
0
3
14905
2060
1734
5689
2812
1682
83
192
0
17
14269
2021
1550
5499
2996
1851
127
346
0
11
14401
1808
1596
5166
3236
1779
173
602
136
-31
14465
1990
1612
4701
3118
1533
228
746
133
-68
13993
1784
1425
4671
2695
1449
354
855
137
9
13379
1892
1365
4610
2479
1111
410
921
137
96
13022
1582
1272
4203
2546
250
542
1073
138
189
11796
951
1271
3935
2612
0
668
1098
138
266
10940
901
1362
3837
2496
0
773
1051
139
160
10719
1481
3980
1871
1638
383
120
0
629
4305
2260
1650
366
112
0
513
4064
2410
1780
265
202
0
396
3730
2266
1864
264
371
30
484
3242
2169
1904
264
489
33
397
3300
2059
1993
292
576
25
381
3244
1963
2024
300
648
38
341
2815
1965
2002
309
754
38
318
2561
1880
2009
300
733
41
301
2475
1741
2033
298
733
42
1
9473
0
9322
0
9234
0
8920
0
8585
0
8641
0
8599
0
8223
0
7842
0
7622
11,1
12,7
16,4
18,7
20,6
868
308
936
748
101
16
0
479
299
929
685
70
11
0
445
199
972
748
43
14
0
355
174
909
823
45
88
30
437
158
842
816
44
114
33
356
127
759
833
45
113
25
345
110
718
872
44
153
38
322
63
704
820
43
186
38
317
53
660
809
42
191
41
300
45
620
810
41
194
42
0
2977
0
2473
0
2421
0
2424
0
2444
0
2257
0
2281
0
2176
0
2113
0
2053
250
603
302
419
122
39
0
46
550
406
447
125
5
0
19
406
454
504
91
4
0
9
364
397
473
88
10
0
12
266
433
522
90
18
0
11
267
416
565
104
56
0
9
242
396
562
111
60
0
6
214
338
556
122
61
0
1
194
327
556
116
66
0
1
173
301
554
116
73
0
0
1733
0
1579
0
1478
0
1341
0
1340
0
1419
0
1378
0
1297
0
1260
0
1217
363
740
633
422
160
65
0
104
902
925
458
171
96
0
49
779
984
470
131
171
0
32
689
1012
509
131
196
0
35
441
887
508
130
202
0
30
567
854
535
144
276
0
27
539
806
526
145
301
0
13
355
850
554
144
305
0
0
278
795
553
142
294
0
0
244
716
560
140
288
0
0
2383
0
2656
0
2584
0
2569
0
2202
0
2405
0
2344
0
2220
0
2061
0
1948
802
1330
196
0
0
49
1
2379
1019
1301
233
0
1
58
2
2614
1145
1238
297
12
1
57
0
2751
1109
993
344
77
5
58
0
2586
1102
894
374
155
14
59
0
2598
1076
862
401
131
30
60
0
2560
1125
805
423
134
44
64
0
2595
1073
656
454
203
72
73
0
2530
1007
550
478
183
99
92
0
2408
1046
469
498
178
103
109
0
2404
419
239
361
193
351
181
369
166
389
173
339
162
330
156
282
147
202
140
200
134
216
158
1032
11
1044
960
194
172
920
15
934
854
172
177
881
19
901
818
159
156
849
23
873
795
129
148
839
25
864
781
141
149
792
24
815
746
136
150
771
25
796
730
118
137
685
27
712
649
107
126
575
29
604
541
97
123
554
31
585
523
Unit
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Kernenergie
PJ
Strom
PJ
Erneuerbare
PJ
Sonstiges
PJ
Summe
PJ
Rahmenannahmen
Mrd. € 2000
Bevölkerung
Mio.
Beschäftigte GHD
Mio.
Haushalte
Mio.
Wohnfläche HH
[Mio. m²]
Indikatoren
PJ/ Mio. PER
Mrd. €2000/PJ
PJ/Mrd. €2000
kg/€2000
t/PER
CO2-Intensität des
Mio. t/EJ
(EEVIndustrie/BIP)
TJ/Mrd. €2000
TJ/Tsd.
Erwerbst. GHD
MJ/qm Fläche
[lBenzin äqu. /100
Effizienz Verkehr
km]
1990
1995
2000
2005
285
2007
2012
2015
2020
2025
2030
145
4956
1761
1606
3
0
0
8471
434
5421
2220
1682
17
0
0
9775
925
5215
2368
1851
11
0
0
10371
1062
5111
2571
1779
-31
0
0
10492
1321
4431
2592
1533
-68
0
0
9877
1485
4557
2255
1449
9
39
0
9794
1712
4505
2079
1111
96
37
0
9540
1582
4113
2186
250
189
93
0
8414
951
3935
2612
0
266
78
0
7844
901
3837
2496
0
160
104
0
7498
1720
79,4
26,20
34,9
2774
1867
81,7
27,80
36,9
3005
2063
82,2
29,81
38,1
3245
2125
82,5
30,16
39,2
3395
2242
82,3
31,06
39,7
3448
2244
82,0
29,59
40,6
3574
2375
81,8
29,26
41,0
3654
2494
81,4
29,25
41,5
3787
2613
80,6
28,94
41,8
3913
2760
79,7
27,92
42,0
4014
188
0,12
8,67
0,60
13,01
175
0,13
7,64
0,49
11,26
175
0,14
6,98
0,43
10,72
175
0,15
6,81
0,40
10,30
170
0,16
6,24
0,37
10,20
163
0,17
5,96
0,35
9,65
159
0,18
5,48
0,32
9,42
145
0,21
4,73
0,27
8,41
136
0,24
4,19
0,22
7,13
135
0,26
3,88
0,20
6,95
69,26
64,47
61,19
58,73
59,96
59,18
59,21
58,04
52,53
51,68
1731
1325
1174
1141
1090
1006
960
872
809
744
66,76
56,81
49,58
44,45
43,14
47,95
47,12
44,33
43,53
43,60
859,0
883,6
796,3
756,6
638,7
672,9
641,5
586,2
526,8
485,15
9,5
8,9
8,4
8,0
8,0
6,8
6,6
6,0
5,2
4,8
286
Tabelle 11.55:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“ (S2a)
Status Quo
(2008)
Sensitivität "Hohe Ölpreise bei
Kernenergieausstieg" (S2a)
Ziel 2020
Erläuterung
2020
2030
-19%
(1990-2007)
-21% (bis 2012)
(-40%) (THG)
-40% nur, wenn
EU-weit Reduktion
um 30%
-34%
-46%
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
16%
21%
Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am
27%
37%
Energien
ca. 6%
14%
15%
17%
1,84%/a
(1990-2008)
Verdopplung
(=+100%) der
(BIP/PEV)
Basisjahr: 1990
+83%
+123%
(1990-2020)
(1990-2030)
-20%
(EU-Ziel, hier auf
Δ PEV bezogen auf
-13%
-20%
13592 PJ
13418 PJ
-9% Endenergie
(bis 2016,
Einsparrichtwert)
Basis: EEV
Durchschnitt
2001-2005
-15,2%
-21,7%
7,3%
7%
Gemessen als
Systematik)
10,5%
10,5%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
25 %
19%
19%
Stromerzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
22 TWh
0 TWh
CO2-Emissionen
Quellen
Energieeffizienz
Biokraftstoffanteil
11.5 Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“
Veränderungen
annahmen
bei
den
Rahmen-
In der Sensitivitätsanalyse S2d „Hohe
Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ werden
dieselben, hohen Energieträgerpreise für
Öl, Gas und Steinkohle unterstellt wie in
der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise
bei Kernenergieausstieg“ (S2d). Die Laufzeitverlängerung der europäischen Kernkraftwerke auf 60 Betriebsjahre kann die
in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise
bei Kernenergieausstieg“ (Abschnitt 11.4)
offen gelegte ökonomische Belastung, die
sich aus den Energieträgerpreisanstiegen
ergibt,
gesamtwirtschaftlich
teilweise
kompensieren. Für die Sensitivitätsanalyse
S2d „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlänge-
287
rung“ resultiert ein Rückgang des BIP in
2020 um ca. 0,6 % gegenüber der Referenzprognose. Dies entspricht ziemlich
genau einer Halbierung der makroökonomischen Kosten der Sensitivitätsanalyse
S2a „Hohe Ölpreise bei Kernenergieausstieg“.
Für die Energiesystemvergleiche relevant ist hier jedoch die Gegenüberstellung
von Sensitivitätsanalyse S2d „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ und der
entsprechenden Variante mit Laufzeitverlängerung der europäischen Kernkraftwerke auf 60 Jahre (Rd). In diesem Vergleich
führt die Belastung der deutschen Wirtschaft durch die höheren Energiepreise zu
einem Rückgang des BIP um fast 1,2 % in
2020 und um 0,9 % in 2030 (Abbildung
11.7).
und Produktionsmengen
[Variantenrechnung mit Laufzeitverlängerung =100]
101,0
BIP
BWS
100,0
Erwerbstätige GHD
99,0
Eisen/Stahl
NE-Metalle
98,0
Chemie
97,0
NM-Mineralien
Papier
96,0
Sonst. Industrie
95,0
2010
2012
2015
2020
2025
2030
Abbildung 11.7: Veränderungen prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse „Hohe
Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ (S2d) gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd)
288
torisierten Individualverkehr zu ÖPNV und
Bahn bewirken. Beim Güterverkehr hat
das geringere Wirtschaftswachstum einen
Rückgang der Verkehrsleistung um zwischenzeitlich über 1,2 % und langfristig
ca. 0,9 % gegenüber der korrespondierenden Variante mit Laufzeitverlängerung
zur Folge.
Die industriellen Produktionsmengen
nehmen je nach Branche zwischen 0,6 %
und 3 % in 2020 bzw. 1,1 % und 4 % in
2030 ab. Bedingt durch die Produktionsrückgänge ist die Erwerbslosenquote in
der Sensitivitätsanalyse höher als in der
korrespondierenden Variante. Auch im
GHD-Bereich resultiert eine niedrigere
Zahl an Erwerbstätigen. In 2020 sind
1,8 % und in 2030 2,4 % weniger Personen in diesem Wirtschaftszweig erwerbstätig als in der Variante mit Laufzeitverlängerung in Europa auf 60 Jahre.
Endenergieverbrauch
Die höheren Preise führen zu einem
Rückgang des Endenergieverbrauchs um
104 PJ in 2020 bzw. um 149 PJ gegenüber
der entsprechenden Variante mit Laufzeitverlängerung, was in relativen Größen
einer Abnahme von 1,3 % bzw. 1,9 %
entspricht (Abbildung 11.8).
Im Verkehr wird gegenüber der Variante
mit Laufzeitverlängerung in Europa ein
Rückgang der Personenverkehrsleistung
um etwa 1 % in 2020 und um 1,3 % in
2030 berechnet. Es wird erwartet, dass
die höheren Kraftstoffpreise eine geringe
Verschiebung des modalen Split vom mo10000
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
9000
Müll
8000
Erneuerbare
7000
6000
Fernwärme
5000
Strom
4000
3000
Gas
2000
Mineralölprodukte
1000
2012
2015
2020
2025
S2d
Rd
S2d
Rd
S2d
Rd
S2d
Rd
S2d
Rd
2007
2006
2005
2000
1995
1990
0
Kohlen
2030
Abbildung 11.8: Endenergieverbrauch in der Sensitivität „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“
(S2d) im Vergleich zur Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd)
Diese Verbrauchsrückgänge treten, hervorgerufen durch Einsparmaßnahmen,
Effizienzverbesserungen und das geringe
Wirtschaftswachstum, vor allem in der
Industrie (-54 PJ in 2020) sowie im Verkehrsektor (-35 PJ in 2020) auf und in
geringerem Umfang in den Sektoren
Haushalte (-12 PJ in 2020) und GHD
(-3 PJ in 2020) (jeweils gegenüber der
Jahre in Europa). Bis 2030 sind vor allem
weitere Einsparungen im Haushaltssektor
zu verzeichnen, so dass der Endenergieverbrauch der Haushalte um 49 PJ
(-2,5 %) niedriger als in der zugehörigen
Variante mit Laufzeitverlängerung ausfällt.
Aufgrund von Energiesteuern und Kosten für Weiterverarbeitung und Transport
fällt der Anstieg in den Importpreisen in
den Endverbraucherpreisen relativ betrachtet geringer aus. So steigt der Rohölpreis in 2020 in der Hochpreisvariante
zwar um knapp 22 % gegenüber der Referenzprognose, der sich hieraus ergebende
Anstieg des Benzin- bzw. Dieselpreises
beträgt hingegen nur 7,2 % bzw. 8,0 %.
Dies erklärt die vergleichsweise geringen
Veränderungen der Verbräuche, insbesondere im Mineralölverbrauch des Verkehrssektors (-1,5 % in 2020 gegenüber der
Variante mit Laufzeitverlängerung).
Die
Änderungen
im
Endenergieverbrauch gegenüber der entsprechenden
Variante mit Laufzeitverlängerung betreffen auf der Energieträgerseite in 2020 vor
allem den Mineralölverbrauch (mit einer
Abnahme um 85 PJ) gefolgt von Strom
und Gas, deren Verbrauch um 18 PJ bzw.
12 PJ zurückgeht. Der Rückgang des Mineralölverbrauchs in 2020 ist weitgehend
auf den Verkehrssektor (-33 PJ) und den
Haushaltssektor (-42 PJ) zurückzuführen,
in dem Heizöl durch Erdgas substituiert
wird. Die weiteren Veränderungen bis
2030 in der Sensitivitätsanalyse im Vergleich zur Variante mit Laufzeitverlängerung betreffen hauptsächlich den Haushaltssektor. Der Erdgas- und Mineralölverbrauch gehen hier um jeweils gut 3 %
289
gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung zurück.
In der Industrie ist der zu beobachtende
Energieverbrauchsrückgang
gegenüber
der Variante mit Laufzeitverlängerung in
2030 mit 53 PJ nahezu identisch wie in
2020 (-54 PJ). Hierbei ist jedoch zu beachten, dass bereits in der Variante mit
der
Endenergieverbrauch der Industrie zwischen 2020
und 2030 um gut 7 % zurückgeht. Zusätzlich zu Einsparungen an Erdgas und
Mineralöl in der Industrie sinkt der industrielle Stromverbrauch in 2030 um 20 PJ
(-2,2 %) gegenüber der Variante mit
Laufzeitverlängerung. Neben Energieeinsparungen haben die höheren Preise für
fossile Energieträger einen verstärkten
Einsatz erneuerbarer Energiequellen in der
Industrie (+23 PJ in 2020, +30 PJ in
2030), vor allem in der Wärme- und
Dampfbereitstellung, zur Folge.
Die Energieproduktivität erhöht sich in
dieser Sensitivitätsanalyse zwischen 2007
und 2020 um durchschnittlich 1,63 % pro
Jahr bzw. um 1,72 % pro Jahr im Zeitraum von 2007 bis 2030. Damit wird eine
geringfügig höhere Steigerungsrate als in
der zugehörigen Variante mit Laufzeitverlängerung erreicht. Für diese Entwicklung sind Erdgas- und Mineralöleinsparungen in der Industrie und bei den Haushalten sowie ein Rückgang des Kraftstoffverbrauchs im Verkehr verantwortlich.
Strombereitstellung
In der Sensitivitätsanalyse geht die
Stromerzeugung in 2020 um 14 TWh gegenüber der entsprechenden Variante mit
Laufzeitverlängerung zurück, was einer
vergleichsweise geringen Abnahme von
2,2 % entspricht. Bis 2030 steigt die Differenz leicht auf 19 TWh (Abbildung 11.9).
290
Der leichte Rückgang der Stromerzeugung aus Erdgas und Steinkohle führt in
der Sensitivitätsanalyse zu einer Emissionsreduktion des Umwandlungssektors in
Höhe von 5 Mio. t CO2 in 2020 und von
3 Mio. t CO2 in 2030 gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung. Wie in der
Variante mit Laufzeitverlängerung werden
Kraftwerke mit CO2-Abtrennung aufgrund
der konkurrierenden Minderungsmöglichkeiten in der Stromerzeugung durch Nutzung der Kernenergie nur in geringem
Maße eingesetzt.
700
42%
Stromimportsaldo
650
39%
600
36%
550
33%
500
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
Die Veränderungen in der Stromerzeugung betreffen fast ausschließlich Kraftwerke auf Erdgasbasis und hier vor allem
KWK-Anlagen. Die wegfallende heimische
Stromerzeugung wird zum Teil durch eine
Erhöhung der Stromimporte um 8 TWh in
2020 und 9 TWh in 2030 ausgeglichen.
Die in der Sensitivitätsanalyse unterstellten Preissteigerungen für fossile Energieträger reichen nicht aus, um die Wettbewerbsfähigkeit der Stromerzeugung aus
Erneuerbaren Energien maßgeblich zu
verbessern, so dass deren Stromerzeugung fast unverändert zur entsprechenden
Variante mit Laufzeitverlängerung ist.
Sonst. Erneuerbare
Energien
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
Steinkohle
2012
2015
2020
2025
Rd
S2d
S2d
Rd
Rd
S2d
S2d
Rd
Rd
S2d
2007
2005
2000
1995
-3%
1990
-50
2030
Anteil Erneuerbarer
Energien
Abbildung 11.9: Nettostrombereitstellung in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ (S2d) im Vergleich zur Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd)
Die höheren Energiepreise haben einen
Rückgang des Primärenergieverbrauchs
von 138 PJ (-1,1 %) in 2020 und 170 PJ
(-1,4 %) in 2030 gegenüber der Variante
mit Laufzeitverlängerung in Europa zur
Folge. Verantwortlich für diesen Rückgang
sind niedrigere Erdgas- und Mineralöl-
verbräuche, die zum Teil durch einen Anstieg in der Nutzung Erneuerbarer Energien und durch Stromimporte ausgeglichen werden. Der Anteil erneuerbarer
Energieträger am Primärenergieverbrauch
ist mit 13 % in 2020 in der Sensitivitätsanalyse nahezu unverändert gegenüber
der Variante mit Laufzeitverlängerung,
wohingegen in 2030 eine leichte Zunahme
des Anteils von 15 % auf 16 % zu beobachten ist.
Emissionen
Die höheren Energiepreise bewirken auf
der Emissionsseite in 2020 einen zusätzlichen Rückgang der CO2-Emissionen um
13 Mio. t CO2 (bezogen auf die Werte in
der Variante mit Laufzeitverlängerung auf
60 Jahre in Europa), von denen 7 Mio. t
CO2 auf die Industrie und 5 Mio. t CO2
auf den Umwandlungssektor entfallen.
Auch in 2030 liegen die CO2-Emissionen
um 13 Mio. t CO2 unter denen der Variante mit Laufzeitverlängerung. Gegenüber
dem Kyoto-Basisjahr erhöht sich die Minderung in der Sensitivitätsanalyse in den
Jahren 2020 und 2030 um jeweils 3 %Punkte auf 37 % bzw. 49 %.
Der KWK-Stromanteil ist in der Sensitivitätsanalyse mit 14 % in 2020 und 2030
durch den Rückgang der Erzeugung aus
Erdgas-KWK-Anlagen um 1 %-Punkt bzw.
2 %-Punkte niedriger als in der zugehöri-
291
gen Variante mit Laufzeitverlängerung, so
dass das Ziel einer Verdopplung des Anteils bis 2020 auf 25 % nicht erreicht wird.
Der Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch bewegt sich in
2020 in der Sensitivitätsanalyse mit 17 %
auf einem ähnlichen Niveau wie in der
Variante mit Laufzeitverlängerung, ebenso
ist der Anteil in 2030 mit 21 % nahezu
unverändert zur Variante mit Laufzeitverlängerung. Der Anteil erneuerbarer
Quellen an der Stromerzeugung in 2020
ist in der Sensitivitätsanalyse mit 27 %
ähnlich wie in der Variante mit Laufzeitverlängerung.
Das Ziel einer Verdopplung der Energieproduktivität bis 2020 wird in der Sensitivitätsanalyse mit einer Zunahme um 71 %
gegenüber 1990 nicht verwirklicht. In
2030 sind die durch die Energiepreisanstiege verursachten Veränderungen hinsichtlich der Energieeffizienz etwas ausgeprägter: die Energieproduktivität steigt
um 106 % gegenüber 1990 (Variante mit
Laufzeitverlängerung in Europa 104 %).
292
Tabelle 11.56:
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ (S2d)
Unit
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Jahresdurchschnitt
KWK-Strom
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Summe
Anteil KWK
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
KWK (öffentlich)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Abwärme
Summe
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
131
152
11
36
145
20
0
0
15
0
0
508
135
130
7
39
146
24
2
0
14
0
0
497
134
136
5
47
161
28
8
0
13
0
9
540
122
143
6
69
155
26
27
1
14
0
20
581
129
143
5
73
133
25
40
3
23
0
23
597
114
139
8
62
160
30
55
7
30
0
10
615
114
133
7
45
160
30
66
10
31
1
7
604
84
129
7
42
160
31
100
13
36
1
5
609
50
129
4
51
160
31
128
16
38
2
5
615
37
123
4
61
160
31
153
19
40
3
5
637
%
3,4
4,7
6,3
10,4
14,2
17,8
20,1
26,9
31,2
35,3
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
31
26
10
17
24
9
0
0
2
0
0
119
31
22
9
20
23
9
1
0
2
0
0
117
30
20
7
21
22
9
6
0
2
0
2
121
28
20
6
21
20
11
18
2
2
0
6
134
28
20
6
22
20
11
22
4
4
0
6
143
28
21
4
29
20
11
30
8
5
0
3
160
28
17
3
29
20
11
34
11
5
0
3
161
22
17
2
26
20
11
48
14
6
0
1
168
19
17
1
26
20
11
53
18
6
0
1
173
12
17
1
35
20
11
62
20
6
0
1
185
4193
5815
1052
2154
5989
2264
714
500
6514
0
4342
5898
755
2002
6385
2672
1645
611
6498
0
4266
4240
4433
6794
691
2201
7175
2939
1243
577
6453
0
4350
4466
4425
7039
933
3314
7600
2404
1475
738
6029
0
3413
4333
4649
7015
784
3277
6507
2315
1781
858
6238
0
4013
4164
3998
6723
1862
2113
7835
2822
1852
929
5527
0
3189
3845
4007
7652
2170
1546
7835
2851
1946
929
5950
0
2706
3740
3747
7774
3519
1603
7835
2911
2089
929
6139
0
3987
3626
2632
7641
3089
1953
7835
2911
2405
929
6291
0
5574
3563
3109
7375
4896
1773
7835
2911
2466
929
6393
0
5766
3442
28
6
1
14
0
1
1
1
52
9,6
18
6
2
38
0
4
1
2
71
12,2
16
5
2
43
0
7
1
2
76
12,8
19
5
4
42
0
7
1
2
80
13,0
24
4
3
37
0
10
1
2
80
13,3
26
3
3
33
0
15
0
2
82
13,5
27
3
0
36
0
17
0
2
85
13,8
19
3
0
44
0
18
0
2
87
13,6
1268
1420
63
391
1851
115
34
0
56
0
136
5335
1161
1462
92
607
1779
104
98
5
67
0
54
5429
1345
1480
79
694
1533
74
143
11
113
0
18
5490
1012
1337
62
503
1839
83
198
27
233
6
84
5383
978
1267
53
376
1839
84
239
35
226
11
71
5180
679
1188
50
252
1839
88
362
48
256
18
71
4850
284
1113
39
322
1839
88
461
59
275
28
65
4574
213
1041
39
360
1839
88
550
68
277
38
64
4576
300
118
21
16
129
7
1
9
54
2
0
0
45
2
0
5
5
359
306
145
17
12
113
10
0
8
53
2
0
0
43
2
0
5
5
364
304
160
11
11
86
28
0
8
58
1
0
0
43
8
0
5
5
368
298
160
11
1
90
30
0
7
56
0
0
0
43
8
0
5
6
360
287
87
11
1
145
36
0
7
51
0
0
0
37
10
0
4
5
343
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
%
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
1270
1795
109
332
1663
89
0
0
60
0
108
5426
1332
1455
82
341
1681
99
6
0
60
0
92
5148
Unit
Steinkohle
PJ
Braunkohle
PJ
Mineralöl
PJ
Gase
PJ
Kernenergie
PJ
Wasser, Wind, Solar
PJ
Sonst. Erneuerbare
PJ
Müll (nicht-ern.)
PJ
Stromimport
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas + LPG
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
%
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Diesel
PJ
Benzin
PJ
Kerosin
PJ
Biokraftstoffe
PJ
Gas inkl. LPG
PJ
Strom
PJ
Sonstige
PJ
Summe
PJ
CO2-Emissionen
Mio. t
Industrie
Mio. t
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
Mio. t
Transport
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
293
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
2306
3201
5217
2328
1668
58
125
0
3
14905
2060
1734
5689
2812
1682
83
192
0
17
14269
2021
1550
5499
2996
1851
127
346
0
11
14401
1808
1596
5166
3236
1779
173
602
136
-31
14465
1990
1612
4701
3118
1533
228
746
133
-68
13993
1685
1410
4665
2669
1839
355
828
137
-12
13576
1639
1351
4607
2444
1839
410
906
137
54
13388
1326
1259
4198
2252
1839
554
1100
138
29
12695
906
1173
3929
2209
1839
668
1133
138
81
12076
740
1093
3843
2186
1839
773
1092
139
35
11740
1481
3980
1871
1638
383
120
0
629
4305
2260
1650
366
112
0
513
4064
2410
1780
265
202
0
396
3730
2266
1864
264
371
30
484
3242
2169
1904
264
489
33
398
3304
2057
2016
292
573
25
387
3241
3
2043
300
635
38
361
2809
1933
2035
305
753
37
333
2556
1816
2099
301
735
42
309
2481
1687
2133
293
729
41
1
9473
0
9322
0
9234
0
8920
0
8585
0
8666
0
8612
0
8233
0
7879
0
7674
11,1
12,6
16,6
18,6
20,5
868
308
936
748
101
16
0
479
299
929
685
70
11
0
445
199
972
748
43
14
0
355
174
909
823
45
88
30
437
158
842
816
44
114
33
359
129
757
836
45
114
25
351
110
716
877
44
155
38
342
62
676
838
43
186
37
332
51
620
876
42
195
42
309
47
593
885
41
193
41
0
2977
0
2473
0
2421
0
2424
0
2444
0
2263
0
2292
0
2184
0
2158
0
2110
250
603
302
419
122
39
0
46
550
406
447
125
5
0
19
406
454
504
91
4
0
9
364
397
473
88
10
0
12
266
433
522
90
18
0
11
263
420
565
104
56
0
9
234
403
562
111
59
0
6
206
349
557
118
60
0
1
187
332
557
116
64
0
1
172
307
555
112
72
0
0
1733
0
1579
0
1478
0
1341
0
1340
0
1418
0
1378
0
1296
0
1258
0
1218
363
740
633
422
160
65
0
104
902
925
458
171
96
0
49
779
984
470
131
171
0
32
689
1012
509
131
196
0
35
441
887
508
130
202
0
28
573
850
555
144
273
0
27
541
805
540
145
286
0
13
355
836
566
144
304
0
0
277
765
573
142
293
0
0
242
684
583
140
287
0
0
2383
0
2656
0
2584
0
2569
0
2202
0
2423
0
2344
0
2218
0
2049
0
1935
802
1330
196
0
0
49
1
2379
1019
1301
233
0
1
58
2
2614
1145
1238
297
12
1
57
0
2751
1109
993
344
77
5
58
0
2586
1102
894
374
155
14
59
0
2598
1078
860
401
131
30
60
0
2561
1127
805
423
134
44
64
0
2597
1077
656
454
203
72
73
0
2535
1012
550
478
183
99
92
0
2414
1053
469
498
178
104
109
0
2411
419
239
361
193
351
181
369
166
389
173
330
160
307
154
256
144
188
136
173
131
216
158
1032
11
1044
960
194
172
920
15
934
854
172
177
881
19
901
818
159
156
849
23
873
795
129
148
839
25
864
781
140
150
780
24
803
734
133
150
745
25
770
702
115
137
652
27
679
613
102
126
552
29
581
516
95
123
522
31
553
488
294
Unit
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Kernenergie
PJ
Strom
PJ
Erneuerbare
PJ
Sonstiges
PJ
Summe
PJ
Rahmenannahmen
Mrd. € 2000
Bevölkerung
Mio.
Beschäftigte GHD
Mio.
Haushalte
Mio.
Wohnfläche HH
[Mio. m²]
Indikatoren
PJ/ Mio. PER
Mrd. €2000/PJ
PJ/Mrd. €2000
kg/€2000
t/PER
CO2-Intensität des
Mio. t/EJ
TJ/Mrd. €2000
(EEVIndustrie/BIP)
TJ/Tsd.
Erwerbst. GHD
MJ/qm Fläche
[lBenzin äqu. /100
Effizienz Verkehr
km]
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
145
4956
1761
1606
3
0
0
8471
434
5421
2220
1682
17
0
0
9775
925
5215
2368
1851
11
0
0
10371
1062
5111
2571
1779
-31
0
0
10492
1321
4431
2592
1533
-68
0
0
9877
1386
4551
2229
1839
-12
39
0
10033
1459
4502
2044
1839
54
37
0
9935
1326
4108
1892
1839
29
99
0
9293
906
3929
2209
1839
81
84
0
9047
740
3843
2186
1839
35
101
0
8744
1720
79,4
26,20
34,9
2774
1867
81,7
27,80
36,9
3005
2063
82,2
29,81
38,1
3245
2125
82,5
30,16
39,2
3395
2242
82,3
31,06
39,7
3448
2247
82,0
29,62
40,6
3574
2382
81,8
29,33
41,0
3654
2510
81,4
29,40
41,5
3787
2633
80,6
29,10
41,8
3913
2784
79,7
28,10
42,0
4014
188
0,12
8,67
0,60
13,01
175
0,13
7,64
0,49
11,26
175
0,14
6,98
0,43
10,72
175
0,15
6,81
0,40
10,30
170
0,16
6,24
0,37
10,20
166
0,17
6,04
0,35
9,51
164
0,18
5,62
0,31
9,10
156
0,20
5,06
0,26
8,01
150
0,22
4,59
0,21
6,84
147
0,24
4,22
0,19
6,55
69,26
64,47
61,19
58,73
59,96
57,42
55,61
51,35
45,69
44,44
1731
1325
1174
1141
1090
1007
962
870
819
758
66,76
56,81
49,58
44,45
43,14
47,89
47,00
44,08
43,23
43,34
859,0
883,6
796,3
756,6
638,7
678,0
641,5
585,7
523,7
482,03
9,5
8,9
8,4
8,0
8,0
6,8
6,6
6,0
5,2
4,8
Tabelle 11.57:
295
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Hohe Ölpreise bei Laufzeitverlängerung“ (S2d)
Status Quo
(2008)
Sensitivität "Hohe Ölpreise bei
Laufzeitverlängerung" (S2d)
Ziel 2020
Erläuterung
2020
2030
-19%
(1990-2007)
-21% (bis 2012)
(-40%) (THG)
-40% nur, wenn
EU-weit Reduktion
um 30%
-37%
-49%
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
17%
21%
Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am
27%
35%
Energien
ca. 6%
14%
15%
18%
1,84%/a
(1990-2008)
Verdopplung
(=+100%) der
(BIP/PEV)
Basisjahr: 1990
+71%
+106%
(1990-2020)
(1990-2030)
-7%
-13%
CO2-Emissionen
Quellen
Δ PEV bezogen auf
-20%
Kommission
Energieeffizienz
13592 PJ
13418 PJ
-9% Endenergie
(bis 2016,
Einsparrichtwert)
Basis: EEV
Durchschnitt
2001-2005
-15,1%
-21,1%
7,3%
7%
Gemessen als
Systematik)
10,5%
10,5%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
25 %
14%
14%
Stromerzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
160 TWh
160 TWh
Biokraftstoffanteil
296
11.6 Sensitivitätsanalyse „Verstärkter
Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“
Veränderungen bei den Rahmenannahmen
In den Sensitivitätsanalysen S3a und
S3d „Verstärkter Klimaschutz“ (siehe auch
Abschnitt 11.7) werden veränderte klimaschutzpolitische Rahmenbedingungen unterstellt. Im Gegensatz zur Referenzprognose (Abschnitt 2.1) wird in diesen Sensitivitätsanalysen von einem Durchbruch
der internationalen Klimaschutzbemühungen ausgegangen, etwa durch die Verabschiedung eines stringenten globalen Abkommens in naher Zukunft. Der für die
Sensitivitätsanalysen S3a und S3d angenommene klimaschutzpolitische Durchbruch umfasst die beiden Aspekte einer
verstärkten Vermeidung von Treibhausgasemissionen sowie einer intensivierten
internationalen Zusammenarbeit der Staaten, um diese verschärften Ziele zu erreichen. Während der erste Punkt wirtschaftlich größere Aufwendungen impliziert, ermöglicht die internationale Kooperation
ein zunehmend kosteneffizientes Erreichen gesetzter Klimaschutzziele. Das Endergebnis ist daher wirtschaftlich vorab
nicht eindeutig zu qualifizieren, wenngleich es in der Tendenz mehr Klimaschutz
zu relativ günstigeren Konditionen verspricht.
Mehrere Industriestaaten haben zugesagt, ihre eigenen Klimaschutzbemühungen bis 2020 zu verschärfen, sollte es in
den kommenden Jahren ein Abkommen
geben, welches umfassende Einschränkungen der Treibhausgasemissionen in
allen Weltregionen durchsetzt. Ein solches
Abkommen könnte eine Entwicklung hin
zur Begrenzung des globalen Temperaturanstiegs auf +2 °C gegenüber vor-
industriellem Niveau ermöglichen, wie sie
vom IPCC (IPCC 2007) angemahnt wurde.
In den folgenden Sensitivitätsanalysen
„Verstärkter Klimaschutz“ wird daher auf
europäischer Ebene eine Reduktion des
Treibhausgasausstoßes um 30 % bis 2020
und um 71 % bis 2050 gegenüber dem
Ausgangsniveau von 1990 vorgegeben.
Dabei wird kurzfristig nur ein Teil der
Emissionsminderungen über einen Emissionshandel erreicht. Sektoren, die dem
ETS nicht unterliegen, werden durch sektorale Maßnahmen zur Emissionsvermeidung angehalten. Für andere Industrieländer werden Minderungsziele angenommen, die weitgehend an Erklärungen
der nationalen Regierungen angelehnt
sind: Australien und Neuseeland: -15 %
vs. 2000; Kanada: -25 % vs. 2006; USA
und Japan: je -5 % vs. 1990.
Für die meisten Entwicklungs- und
Schwellenländer wird es vorerst nur darum gehen, das Wachstum ihrer Emissionen einzugrenzen. In den folgenden Sensitivitätsrechnungen wird daher ab dem
Jahr 2020 von einer Begrenzung der
Emissionen in diesen Ländern auf ein Niveau von 150 % des Ausstoßes von 2005
ausgegangen. Ein globaler und umfassender Emissionshandel wird nach allgemeiner Ansicht frühestens in einem Nachfolgeabkommen für die Zeit nach 2020 entstehen. Für die Sensitivitätsanalysen „Verstärkter Klimaschutz“ nimmt die Energieprognose 2009 daher an, dass nach einer
Übergangsphase zwischen 2020 und
2025, in welcher sich die regionalen Emissionspreise stückweise annähern, ein
weltweit integriertes System ab 2025 effektiv funktioniert. Die gemeinsame Emissionsobergrenze ergibt sich hierbei aus
gleichmäßigen relativen Minderungen von
Jahr zu Jahr, die mit einer Fortschreibung
der jährlichen Minderungen im EU-ETS
297
Entwicklung. Demnach überwiegen unter
den hier gewählten Politikkonstellationen
die wirtschaftlichen Aufwendungen zum
Erreichen des 2 °C-Ziels gegenüber den
durch die zunehmend global konzertierte
Klimaschutzpolitik realisierten Effizienzgewinnen. In Kombination mit der Umsetzung des Kernenergieausstiegs liegt das
deutsche BIP in der Sensitivität „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a) in 2020 1,1 % und in 2030
3,1 % unterhalb des Niveaus der Referenzprognose (Abbildung 11.10).
zwischen 2012 und 2020 vergleichbar
sind.
Wie bei den Sensitivitäten mit höheren
Ölpreisen werden in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz“ zwei Fälle
unterschieden – die Beibehaltung des Ausstiegs aus der Nutzung der Kernenergie
und die Laufzeitverlängerung europäischer
Kernkraftwerke auf 60 Jahre (Abschnitt
11.7).
Die deutlich verstärkten klimaschutzpolitischen Rahmenannahmen dieser Sensitivitätsanalyse haben einen dämpfenden
Effekt auf die weltweite wirtschaftliche
100
BIP
99
BWS
98
Erwerbstätige GHD
97
Eisen/Stahl
NE-Metalle
96
Chemie
95
NM-Mineralien
94
Papier
93
Sonst. Industrie
92
2010
Abbildung 11.10:
2012
2015
2020
2025
2030
Veränderungen prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse
„Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a) gegenüber der Referenzprognose (Ra)
Entsprechend der makroökonomischen
Entwicklung ergeben sich auch Einschnitte
bei der industriellen Produktion. Wertschöpfungsund
Produktionseinbußen
treten insbesondere in den energieintensiven Industrien auf. Da die energieintensiven Industrien bei verschärftem Kli-
maschutz in zunehmendem Maße von den
CO2-Preisen des globalen Klimaschutzregimes abhängen, ist für viele Branchen zudem eine unstetige Abweichung von der
Referenzprognose zu beobachten. Hier
zeigt sich die auf dem Weg zu einem globalen, verschärften Klimaschutzregime
298
zunehmende Abhängigkeit der Produktionsentwicklung am Standort Deutschland
von der relativen Wettbewerbssituation
gegenüber diesen Sektoren in anderen
Ländern. Im Vergleich zur Referenzprognose wirkt in dieser Sensitivitätsanalyse
also ein spürbarer Carbon Leakage Effekt49 mit Tendenzen zu Produktionsverlagerungen.
2030 ca. 3,1 % bzw. 3,4 % niedriger als
in der Referenzprognose. Ähnlich wie bei
höheren Kraftstoffpreisen wird angenommen, dass sich im Personenverkehr eine
geringfügige Verschiebung des modalen
Splits vom Motorisierten Individualverkehr
zu ÖPNV und Bahn ergibt.
Die negativen Auswirkungen der unterstellten verschärften Klimaschutzpolitik für
die energieintensiven Branchen bleiben
aufgrund der volkswirtschaftlichen Verflechtungen und Rückkopplungen, z. B.
über ein geringeres verfügbares Volkseinkommen, nicht auf diese beschränkt. Die
sektoral differenzierten Wirkungen des
verschärften Klimaschutzes zeigen sich
z. B. in der für 2020 ermittelten Bruttowertschöpfung. Diese liegt im Maschinenbau 0,6 %, im Bereich Nichteisenmetalle
aber 1,8 % unter dem Wert der Referenzprognose mit Auslaufen der Kernenergie.
Endenergieverbrauch
Im Zuge der wirtschaftlichen Kontraktion liegt ab 2010 auch die Erwerbslosenquote dauerhaft über dem jeweiligen Referenzwert. Die Zahl der Erwerbstätigen
speziell im Bereich Gewerbe, Handel,
Dienstleistungen (GHD) sinkt gegenüber
der Referenzprognose um 0,6 % in 2020
und 3,2 % in 2030.
Eine Verstärkung der Klimaschutzbemühungen wirkt sich zudem negativ auf
die Entwicklung der Verkehrsleistung aus:
Sowohl die Güterverkehrsleistung als auch
die Personenverkehrsleistung liegen in
49
Carbon Leakage meint die partielle Kompensation
der in klimaschutzpolitisch regulierten Volkswirtschaften vermiedenen Emissionen durch einen
Anstieg der Emissionen in nicht regulierten
Volkswirtschaften bedingt durch wettbewerbsinduzierte Produktionsverlagerungen. Zu detaillierten Ergebnissen und weitergehenden Ausführungen siehe Küster (2009).
Angesichts der verstärkten Anstrengungen zum Klimaschutz und der damit verbundenen Effizienzsteigerungen kann der
Endenergieverbrauch in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei
Kernenergieausstieg“ (S3a) gegenüber der
(Ra) bis 2020 um 182 PJ bzw. 2 % sowie
bis 2030 um 534 PJ bzw. 7 % gesenkt
werden. Der gesamte Endenergieverbrauch beläuft sich 2030 somit auf
7 269 PJ. Absolut gesehen entfällt ein
Großteil dieser Einsparungen gegenüber
der Referenzprognose auf das Erdgas
(-269 PJ bis 2030) und die Mineralölprodukte (-161 PJ bis 2030). Der größte relative Rückgang gegenüber der Referenzprognose ist bis 2030 mit -24 % jedoch
beim Einsatz der Kohlen zu beobachten.
Im Gegensatz dazu kann der Anteil der
direkten Verwendung der Erneuerbaren
Energien am Endenergieverbrauch bis
2020 auf 9,2 %, bis 2030 auf 10,9 % ausgeweitet werden (im Vergleich zu 8,9 bzw.
9,3 % in der Referenzprognose). Die
Nachfrage nach Strom und Fernwärme
nimmt gegenüber der Referenzprognose
nur geringfügig ab.
Bezüglich der sektoralen Aufteilung des
Endenergieverbrauchs kann festgestellt
werden, dass die größten Energieeinsparungen gegenüber der Referenzprognose
bis 2020 mit circa 3,4 % bzw. 75 PJ im
299
Verlagerung vom Motorisierten Individualverkehr auf Bahn und ÖPNV liegt der Benzinverbrauch 2030 in der hier betrachteten Sensitivitätsanalyse um knapp 6 %
niedriger als in der Referenzprognose. Ein
ähnlicher Rückgang (-4 %) lässt sich für
den Dieselverbrauch beobachten, was in
erster Linie auf die verminderte Verkehrsleistung im Güterverkehr zurückzuführen
ist. Im Gegensatz dazu kann der Einsatz
von Biokraftstoffen leicht ausgeweitet
werden, so dass sich ihr Anteil am
Verbrauch von Otto- und Dieselkraftstoffen 2020 auf 10,6 % und 2030 auf
11,2 % beläuft (ausgehend von 10,5 % in
der Referenzprognose für 2020 und
2030).
Industriesektor realisiert werden. 2030
liegt hingegen der Haushaltssektor mit
einer Reduktion um 11 % bzw. 209 PJ an
erster Stelle, gefolgt vom Industriesektor
mit 9 % bzw. 191 PJ. Im Verkehrs- und
im GHD-Sektor (Gewerbe, Handel, Dienstleistungen) erfolgt bis 2030 eine Verringerung der Energienachfrage nur um jeweils
4 % bezogen auf die Referenzprognose.
Aufgrund der Bedeutung des Verkehrssektors für die Emissionen innerhalb der
Endverbrauchssektoren wird an dieser
Stelle noch etwas detaillierter auf die Entwicklung des Endenergieverbrauchs in
diesem Sektor eingegangen (Abbildung
11.11). Durch den Rückgang der Personenverkehrsleistung und die geringfügige
3000
Sonstige
2500
Biokraftstoffe
2000
Strom
1500
Gas
1000
Kerosin
500
Benzin
2012
Abbildung 11.11:
2015
2020
2025
S3a
Ra
S3a
Ra
S3a
Ra
S3a
Ra
S3a
Ra
2007
2005
2000
1995
1990
0
Diesel
2030
Endenergieverbrauch im Verkehrssektor in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter
Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a) im Vergleich zur Referenzprognose
(Ra)
von Steinkohle. Langfristig gesehen werden
zur
Einhaltung
der
Klimaschutzvorgaben jedoch vermehrt Braunkohle-CCS-Kraftwerke zugebaut. Insgesamt werden in der Sensitivitätsanalyse
S3a „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“
in
2020
beinahe
34 Mio. t CO2 (davon 22 Mio. t CO2 im
Umwandlungssektor) und in 2030 dann
173 Mio. t CO2 (davon 139 Mio. t CO2 im
Umwandlungssektor) abgeschieden – gegenüber 57 Mio. t CO2 im Jahr 2030 in der
Referenzprognose.
Strombereitstellung
Die Verschärfung der Klimaschutzziele
bewirkt zudem eine geringfügige Verringerung der Nettostromerzeugung gegenüber
der Referenzprognose um jeweils 10 TWh
in 2020 und 2030 (Abbildung 11.12). Bezüglich der Entwicklung der Stromimportabhängigkeit bei strikteren Klimaschutzzielen und gleichzeitigem Kernenergieausstieg kann keine klare Tendenz erkannt
werden. So liegt der Nettostromimportsaldo in dieser Sensitivitätsanalyse in 2020
unter dem Niveau der Referenzprognose,
in 2025 deutlich darüber und 2030 etwa
auf dem gleichen Niveau.
Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren
Energien wird gegenüber der Referenzprognose nicht zusätzlich gesteigert. Somit liegt auch der Anteil der Erneuerbaren
Energien am Bruttostromverbrauch mit
27 % in 2020 und etwa 37 % in 2030 etwa auf demselben Niveau wie in der Referenzprognose.
In Bezug auf den Brennstoffmix in der
Stromerzeugung erfolgt zu Beginn des
Betrachtungszeitraums zunächst ein verstärkter Ausbau der Erdgasverstromung
(vor allem in GuD-Anlagen) auf Kosten
700
42%
650
39%
600
36%
550
33%
500
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
Stromimport-saldo
Sonstige / Müll
nicht-ern.
300
Sonst. Erneuer-bare
Energien
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
2012
Abbildung 11.12:
2015
2020
2025
Steinkohle
S3a
Ra
Ra
S3a
S3a
Ra
Ra
S3a
S3a
Ra
2007
2005
2000
1995
-3%
1990
-50
2030
Anteil Erneuerbarer
Energien
Nettostrombereitstellung in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei
Kernenergieausstieg“ (S3a) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra)
Infolge der Einführung eines verschärften Klimaschutzregimes reduziert sich der
Primärenergieverbrauch im Vergleich zur
Referenzprognose bis 2020 um 215 PJ
(2 %) sowie bis 2030 um 627 PJ (6 %).
Erhebliche Einsparungen werden, vor allem aufgrund des stark verminderten Einsatzes in der Stromerzeugung, bei der
Steinkohle erzielt, deren Verbrauch 2030
um 475 PJ bzw. 41 % niedriger liegt als in
der Referenzprognose. Dahingegen ist für
Braunkohle, bedingt durch den oben dargestellten zusätzlichen Einsatz in CCSKraftwerken, ab 2025 ein erneuter Anstieg
im Verbrauch festzustellen. Der Anteil der
erneuerbaren Energieträger am Primärenergieverbrauch kann bis 2020 gegenüber der Referenzprognose geringfügig
auf 13,8 % im Jahr 2020 und auf 18,4 %
im Jahr 2030 gesteigert werden.
Emissionen
Die Entwicklung der CO2-Emissionen in
Deutschland wird in dieser Sensitivitätsanalyse maßgeblich durch das oben beschriebene Klimaschutzregime und speziell
durch das verschärfte Emissionshandelssystem bestimmt. Infolgedessen verringern sich die CO2-Emissionen bis 2020 um
22 % gegenüber 2005 bzw. um 35 %
(366 Mio. t CO2) gegenüber 1990. Bis
2030 liegt die Emissionsminderung bei
51 % in Bezug auf 2005 und bei 60 %
(618 Mio. t CO2) in Bezug auf 1990. Gegenüber der Referenzprognose verringert
sich der CO2-Ausstoß in 2020 um zusätzliche 23 Mio. t CO2. In 2030 werden insgesamt 170 Mio. t CO2 eingespart, wovon
91 Mio. t CO2 auf den Umwandlungssektor
entfallen, gefolgt von der Industrie mit
59 Mio. t CO2. Nach 2020 zeigt sich hier
insbesondere die herausragende Rolle von
301
CCS-Technologien zur Einhaltung der Klimaschutzbestimmungen.
An dieser Stelle muss besonders auf die
Erfüllung emissionsbezogener Zielvorgaben eingegangen werden. Für den Fall,
dass die Europäische Union ihr THGMinderungsziel für 2020 auf 30 % anhebt,
hat sich Deutschland dazu verpflichtet,
sein eigenes Reduktionsziel auf 40 % zu
erhöhen (jeweils bezogen auf 1990). Es
zeigt sich jedoch, dass dieses Ziel unter
den hier gewählten Randbedingungen im
Inland nicht eingehalten werden kann,
obwohl in der EU-27 insgesamt die Zielerfüllung gewährleistet wird50. Was die politischen Zielwerte zum Ausbau der Erneuerbaren Energien angeht, ergeben sich in
der hier beschriebenen Sensitivitätsanalyse bis 2020 keine wesentlichen Änderungen gegenüber der Referenzprognose. Die
jährliche Steigerung der Energieproduktivität liegt anfangs zunächst etwas höher
als in der Referenzprognose. Ab 2020 ist
jedoch eine geringfügige Verschlechterung
gegenüber der Referenzprognose zu beobachten, was auf den verstärkten Einsatz
von CCS-Kraftwerken und der damit verbundenen Wirkungsgradreduktion zurückgeführt werden kann.
50
Das nationale Emissionsreduktionsziel ist jedoch
aufgrund des transnationalen Handels mit Zertifikaten ohnehin fragwürdig (Abschnitt 2.2).
302
Tabelle 11.58:
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a)
Unit
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Jahresdurchschnitt
KWK-Strom
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Summe
Anteil KWK
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
KWK (öffentlich)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Abwärme
Summe
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
131
152
11
36
145
20
0
0
15
0
0
508
135
130
7
39
146
24
2
0
14
0
0
497
134
136
5
47
161
28
8
0
13
0
9
540
122
143
6
69
155
26
27
1
14
0
20
581
129
143
5
73
133
25
40
3
23
0
23
597
111
142
10
80
126
30
55
7
30
1
8
600
106
136
7
92
97
30
66
10
31
1
7
583
117
132
7
102
22
32
95
13
36
1
6
563
59
133
4
127
0
32
128
16
38
2
5
545
45
158
4
126
0
32
153
19
40
3
5
584
%
3,4
4,7
6,3
10,4
14,2
18,2
20,5
26,9
33,1
37,4
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
31
26
10
17
24
9
0
0
2
0
0
119
31
22
9
20
23
9
1
0
2
0
0
117
30
20
7
21
22
9
6
0
2
0
2
121
28
20
6
21
20
11
18
2
2
0
6
134
28
20
6
22
20
11
22
4
4
0
6
143
28
21
4
30
16
11
30
8
5
0
3
156
28
17
3
29
12
11
34
11
5
0
3
154
23
17
2
31
3
11
45
14
6
0
1
154
19
18
1
38
0
11
53
18
6
0
1
166
12
28
1
39
0
11
62
20
6
0
1
181
4193
5815
1052
2154
5989
2264
714
500
6514
0
4342
5898
755
2002
6385
2672
1645
611
6498
0
4266
4240
4433
6794
691
2201
7175
2939
1243
577
6453
0
4350
4466
4425
7039
933
3314
7600
2404
1475
738
6029
0
3413
4333
4649
7015
784
3277
6507
2315
1781
858
6238
0
4013
4164
3887
6842
2220
2702
7919
2822
1852
929
5558
0
2722
3844
3732
7792
2170
3144
7996
2851
1946
929
6000
0
2826
3797
5139
7726
3477
3246
8266
2929
2102
929
6074
0
4432
3666
3108
7394
3068
3314
0
2929
2405
929
6311
0
5896
3291
3761
5691
4896
3215
0
2929
2466
929
6414
0
5905
3234
28
6
1
14
0
1
1
1
52
9,6
18
6
2
38
0
4
1
2
71
12,2
16
5
2
43
0
7
1
2
76
12,8
16
5
3
47
0
7
1
2
82
13,6
17
4
3
48
0
10
1
2
85
14,5
19
3
3
60
0
15
0
2
102
18,2
17
3
0
66
0
17
0
2
105
19,3
8
3
0
77
0
19
0
5
113
19,2
1268
1420
63
391
1851
115
34
0
56
0
136
5335
1161
1462
92
607
1779
104
98
5
67
0
54
5429
1345
1480
79
694
1533
74
143
11
113
0
18
5490
1000
1362
76
569
1449
83
198
27
237
11
84
5095
947
1292
53
598
1111
84
239
35
230
11
71
4673
950
1227
50
547
250
90
341
48
255
18
71
3845
383
1208
39
689
0
90
461
59
260
28
72
3288
326
1296
39
637
0
90
550
68
254
38
79
3376
301
101
21
12
152
7
1
9
51
2
0
0
42
2
0
5
5
357
308
104
17
12
158
8
0
8
49
2
0
0
40
2
0
5
5
362
307
114
11
11
135
27
0
8
52
1
0
0
37
8
0
5
5
363
307
101
11
1
159
27
0
9
54
0
0
0
41
8
0
5
6
367
294
33
11
1
213
28
0
8
52
0
0
0
39
7
0
5
6
351
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
%
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
1270
1795
109
332
1663
89
0
0
60
0
108
5426
1332
1455
82
341
1681
99
6
0
60
0
92
5148
Unit
Steinkohle
PJ
Braunkohle
PJ
Mineralöl
PJ
Gase
PJ
Kernenergie
PJ
Wasser, Wind, Solar
PJ
Sonst. Erneuerbare
PJ
Müll (nicht-ern.)
PJ
Stromimport
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas + LPG
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
%
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Diesel
PJ
Benzin
PJ
Kerosin
PJ
Biokraftstoffe
PJ
Gas inkl. LPG
PJ
Strom
PJ
Sonstige
PJ
Summe
PJ
CO2-Emissionen
Mio. t
Industrie
Mio. t
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
Mio. t
Transport
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
303
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
2306
3201
5217
2328
1668
58
125
0
3
14905
2060
1734
5689
2812
1682
83
192
0
17
14269
2021
1550
5499
2996
1851
127
346
0
11
14401
1808
1596
5166
3236
1779
173
602
136
-31
14465
1990
1612
4701
3118
1533
228
746
133
-68
13993
1667
1417
4699
2803
1449
354
853
137
5
13386
1563
1357
4644
2769
1111
410
916
137
87
12993
1511
1265
4262
2587
250
535
1088
138
129
11764
839
1226
3889
2604
0
670
1107
138
215
10688
688
1314
3739
2481
0
774
1137
139
122
10393
1481
3980
1871
1638
383
120
0
629
4305
2260
1650
366
112
0
513
4064
2410
1780
265
202
0
396
3730
2266
1864
264
371
30
484
3242
2169
1904
264
489
33
395
3324
2056
1982
292
573
25
373
3278
1969
2008
298
643
38
311
2873
1878
1973
307
749
39
233
2517
1713
1980
307
757
26
220
2381
1539
2005
303
792
29
1
9473
0
9322
0
9234
0
8920
0
8585
0
8646
0
8607
0
8131
0
7533
0
7269
11,2
12,7
16,6
19,8
22,3
868
308
936
748
101
16
0
479
299
929
685
70
11
0
445
199
972
748
43
14
0
355
174
909
823
45
88
30
437
158
842
816
44
114
33
354
127
768
837
45
110
25
337
114
742
873
44
149
38
292
59
713
808
43
185
39
232
49
628
796
42
199
26
220
32
561
796
41
263
29
0
2977
0
2473
0
2421
0
2424
0
2444
0
2266
0
2297
0
2141
0
1973
0
1943
250
603
302
419
122
39
0
46
550
406
447
125
5
0
19
406
454
504
91
4
0
9
364
397
473
88
10
0
12
266
433
522
90
18
0
11
274
410
566
104
56
0
9
247
391
563
111
60
0
6
218
333
557
122
62
0
1
190
318
554
113
66
0
1
169
287
550
112
73
0
0
1733
0
1579
0
1478
0
1341
0
1340
0
1420
0
1381
0
1298
0
1243
0
1192
363
740
633
422
160
65
0
104
902
925
458
171
96
0
49
779
984
470
131
171
0
32
689
1012
509
131
196
0
35
441
887
508
130
202
0
30
577
848
520
143
275
0
27
552
792
509
144
299
0
13
412
760
536
142
297
0
0
260
668
542
151
305
0
0
213
588
555
149
271
0
0
2383
0
2656
0
2584
0
2569
0
2202
0
2393
0
2324
0
2161
0
1927
0
1776
802
1330
196
0
0
49
1
2379
1019
1301
233
0
1
58
2
2614
1145
1238
297
12
1
57
0
2751
1109
993
344
77
5
58
0
2586
1102
894
374
155
14
59
0
2598
1077
865
404
132
30
60
0
2567
1130
808
426
135
44
63
0
2606
1071
659
454
205
72
71
0
2531
997
546
475
187
98
87
0
2390
1020
456
491
185
102
104
0
2359
419
239
361
193
351
181
369
166
389
173
332
164
313
157
277
134
200
108
122
86
216
158
1032
11
1044
960
194
172
920
15
934
854
172
177
881
19
901
818
159
156
849
23
873
795
129
148
839
25
864
781
142
150
787
24
811
742
136
150
756
25
782
715
119
137
666
27
694
640
96
125
530
29
559
516
86
120
414
30
444
415
304
Unit
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Kernenergie
PJ
Strom
PJ
Erneuerbare
PJ
Sonstiges
PJ
Summe
PJ
Rahmenannahmen
Mrd. € 2000
Bevölkerung
Mio.
Beschäftigte GHD
Mio.
Haushalte
Mio.
Wohnfläche HH
[Mio. m²]
Indikatoren
PJ/ Mio. PER
Mrd. €2000/PJ
PJ/Mrd. €2000
kg/€2000
t/PER
CO2-Intensität des
Mio. t/EJ
TJ/Mrd. €2000
(EEVIndustrie/BIP)
TJ/Tsd.
Erwerbst. GHD
MJ/qm Fläche
[lBenzin äqu. /100
Effizienz Verkehr
km]
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
145
4956
1761
1606
3
0
0
8471
434
5421
2220
1682
17
0
0
9775
925
5215
2368
1851
11
0
0
10371
1062
5111
2571
1779
-31
0
0
10492
1321
4431
2592
1533
-68
0
0
9877
1368
4585
2365
1449
5
39
0
9811
1383
4539
2453
1111
87
35
0
9607
1511
4172
2227
250
129
97
0
8385
839
3889
2604
0
215
83
0
7629
688
3739
2481
0
122
57
0
7087
1720
79,4
26,20
34,9
2774
1867
81,7
27,80
36,9
3005
2063
82,2
29,81
38,1
3245
2125
82,5
30,16
39,2
3395
2242
82,3
31,06
39,7
3448
2240
82,0
29,68
40,6
3574
2373
81,8
29,44
41,0
3652
2498
81,4
29,62
41,5
3733
2594
80,6
28,95
41,8
3785
2699
79,7
27,68
42,0
3825
188
0,12
8,67
0,60
13,01
175
0,13
7,64
0,49
11,26
175
0,14
6,98
0,43
10,72
175
0,15
6,81
0,40
10,30
170
0,16
6,24
0,37
10,20
163
0,17
5,98
0,35
9,60
159
0,18
5,48
0,32
9,24
145
0,21
4,71
0,27
8,19
133
0,24
4,12
0,20
6,57
130
0,26
3,85
0,15
5,19
69,26
64,47
61,19
58,73
59,96
58,82
58,21
56,63
49,56
39,81
1731
1325
1174
1141
1090
1012
968
857
761
720
66,76
56,81
49,58
44,45
43,14
47,84
46,90
43,84
42,93
43,06
859,0
883,6
796,3
756,6
638,7
669,5
636,3
578,9
509,0
464,33
9,5
8,9
8,4
8,0
8,0
6,8
6,6
6,0
5,2
4,8
Tabelle 11.59:
305
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter
Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a)
Status Quo
(2008)
Sensitivität "Verstärkter Klimaschutz bei
Kernenergieausstieg" (S3a)
Ziel 2020
Erläuterung
2020
2030
-19%
(1990-2007)
-21% (bis 2012)
(-40%) (THG)
-40% nur, wenn
EU-weit Reduktion
um 30%
-35%
-60%
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
17%
22%
Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am
27%
37%
Energien
ca. 6%
14%
15%
18%
1,84%/a
(1990-2008)
Verdopplung
(=+100%) der
(BIP/PEV)
Basisjahr: 1990
+84%
+125%
(1990-2020)
(1990-2030)
-13%
-23%
CO2-Emissionen
Quellen
Δ PEV bezogen auf
-20%
Kommission
Energieeffizienz
13592 PJ
13418 PJ
-9% Endenergie
(bis 2016,
Einsparrichtwert)
Basis: EEV
Durchschnitt
2001-2005
-16,2%
-25,5%
7,3%
7%
Gemessen als
Systematik)
10,6%
11,2%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
25 %
18%
19%
Stromerzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
22 TWh
0 TWh
Biokraftstoffanteil
306
11.7 Sensitivitätsanalyse „Verstärkter
Klimaschutz
bei
Laufzeitverlängerung“
Veränderungen
annahmen
bei
den
Rahmen-
und Produktionsmengen
[Variantenrechnung mit Laufzeitverlängerung=100]
Die durch den ambitionierten Klimaschutz in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a) (Abschnitt 11.6) auftretenden
negativen volkswirtschaftlichen Effekte
können, so zeigt die Sensitivitätsrechnung
„Verstärkter
Klimaschutz
bei
Laufzeitverlängerung“ (S3d) durch eine Abkehr vom 2002 vereinbarten Kernenergieausstieg spürbar verringert werden. Begünstigt durch die längeren Laufzeiten der
Kernkraftwerke in Europa, die eine bestehende und zudem kostengünstige Option
zur Treibhausgasvermeidung darstellt,
liegt das BIP in 2020 nur 0,4 % und in
2030 weniger als 2,3 % unterhalb des
jeweiligen Wertes der Referenzprognose
bei Kernenergieausstieg (Ra). Gegenüber
der Sensitivität „Verstärkter Klimaschutz
bei Kernenergieausstieg“ (S3a) kann die
Laufzeitverlängerung die BIP-Einbußen in
2020 folglich deutlich mehr als halbieren
und in 2030 immerhin noch über ein Viertel der gesamtwirtschaftlichen Klimaschutzkosten einsparen.
Für die Sensitivitätsanalyse „Verstärkter
Klimaschutz
bei
(S3d) relevant ist hier jedoch die Gegenüberstellung mit der Variante mit Laufzeitverlängerung der europäischen Kernkraftwerke auf 60 Jahre (Rd). In diesem
Vergleich verringert sich das BIP durch
den verschärften Klimaschutz um etwa
1 % in 2020 und um über 3,1 % in 2030.
Dabei erfahren die energieintensiven Industrien wie die Chemiebranche und die
Metallproduktion die stärksten Belastungen (Abbildung 11.13).
101
BIP
100
BWS
99
Erwerbstätige GHD
98
Eisen/Stahl
97
NE-Metalle
96
Chemie
95
NM-Mineralien
94
Papier
93
Sonst. Industrie
92
2010
Abbildung 11.13:
2012
2015
2020
2025
2030
Veränderungen prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse
„Verstärkter Klimaschutz bei Laufzeitverlängerung“ (S3d) gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd)
Die negativen Produktionseffekte wälzen sich auf den Arbeitsmarkt über. In
Folge der intensivierten Klimaschutzbemühungen liegt die Erwerbslosenquote
nach 2020 deutlich über dem Niveau der
zugehörigen Variante mit Laufzeitverlängerung. Die Erwerbstätigkeit im Bereich
Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD)
liegt bis 2020 nahezu auf dem Niveau der
Variante mit Laufzeitverlängerung. Bis
2030 geht sie dann aber um über 3,2 %
zurück.
Die Veränderungen der Verkehrsleistung
gegenüber der Referenzentwicklung lassen sich, in Anlehnung an diese Makroentwicklungen, wie folgt ableiten: Die Güterverkehrsleistung sinkt im Einklang mit
der BIP-Kontraktion in 2020 um ziemlich
genau 1 % und in 2030 um etwa 3,1 %.
Den durch intensivierten Klimaschutz induzierten Rückgang der Personenverkehrsleistung kann die Laufzeitverlängerung hier nicht kompensieren. Die Personenverkehrsleistung liegt in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei
Laufzeitverlängerung“ (S3d) in 2020 ca.
1,4 % und in 2030 knapp 3,4 % unterhalb
des Niveaus der Variante mit Laufzeitverlängerung.
Endenergieverbrauch
Ebenso wie in der Sensitivitätsanalyse
S3a „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (Abschnitt 11.6) zeigt
sich in der vorliegenden Sensitivitätsanalyse S3d „Verstärkter Klimaschutz bei
Laufzeitverlängerung“ der dämpfende Effekt strikterer Klimaschutzvorgaben auf
den Endenergieverbrauch. Gegenüber der
entsprechenden Variante mit Laufzeitverlängerung, verringert sich der Endenergieverbrauch bis 2020 um 162 PJ bzw.
2 % und bis 2030 um 490 PJ bzw. 6 %. Er
307
liegt damit nur geringfügig über dem Niveau der Sensitivitätsrechnung „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“
(S3a). Bezüglich der Struktur des Endenergieverbrauchs ergeben sich ebenfalls
ähnliche Effekte wie in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei
Kernenergieausstieg“ (S3a). Bei fossilen
Energieträgern ist insgesamt ein deutlicher Rückgang zu beobachten, während
der direkte Anteil der erneuerbaren Energieträger am Endenergieverbrauch bis
2020 auf 9,1 %, bis 2030 auf 10,6 % ausgeweitet werden kann. Damit liegt der
Beitrag der regenerativen Energien zum
Endenergieverbrauch jedoch etwas niedriger als in der Sensitivitätsrechnung „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a). Dahingegen werden bei
Laufzeitverlängerung in 2030 in den Endverbrauchssektoren ca. 11 TWh mehr
Strom nachgefragt als in der vergleichbaren Sensitivitätsrechnung „Verstärkter
Klimaschutz
bei
Kernenergieausstieg“
(S3a).
Bei der Entwicklung der sektoralen Anteile am Endenergieverbrauch wird deutlich, dass sowohl relativ als auch absolut
die größten Energieeinsparungen auf den
Haushaltssektor entfallen. Dieser reduziert
seinen Bedarf bis 2020 um 72 PJ (3,2 %)
sowie bis 2030 um 208 PJ (10,5 %) gegenüber der zugehörigen Variante mit
Laufzeitverlängerung. Darauf folgen der
Industriesektor mit einem Rückgang um
8,2 %, der Verkehrssektor mit 3,6 % und
der GHD-Sektor mit 1,4 % (jeweils bezogen auf die Werte in 2030).
Anhand dieser Sensitivitätsanalyse soll
nun noch etwas genauer erläutert werden,
welche Anpassungen im Industriesektor
unter einem verschärften Klimaschutzregime zu erwarten sind (Abbildung 11.14).
Die Änderungen in den Rahmenannahmen
308
und 2030 durchschnittlich um 1,65 % pro
Jahr – im Vergleich zu 1,50 % pro Jahr in
der Variante mit Laufzeitverlängerung. Vor
allem nach 2020 ist eine deutliche Steigerung der Energieeffizienz in der Industrie
zur Erfüllung der Klimaschutzziele zu beobachten. Dabei handelt es sich sowohl um
Einsparmaßnahmen bei Querschnittstechnologien als auch um Effizienzsteigerungen durch Verfahrenswechsel, wie z.B.
durch den vermehrten Einsatz von Recyclingverfahren in der Aluminiumindustrie.
schlagen sich zum einen in einer leicht
verringerten Industrieproduktion nieder.
Darüber hinaus vermindert sich der industrielle Endenergieverbrauch gegenüber der
zugehörigen Variante mit Laufzeitverlängerung jedoch zusätzlich durch verstärkte
Anstrengungen zur Steigerung der Energieeffizienz. So reduziert sich die Energieintensität in der Industrie (gemessen als
industrieller Endenergieverbrauch pro Einheit Bruttoinlandsprodukt) in der Sensitivitätsanalyse S3d „Verstärkter Klimaschutz
bei Laufzeitverlängerung“ zwischen 2007
3500
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
3000
Müll
2500
Erneuerbare
2000
Fernwärme
1500
Strom
1000
Gas
500
Mineralölprodukte
2012
Abbildung 11.14:
2015
2020
2025
S3d
Rd
S3d
Rd
S3d
Rd
S3d
Rd
S3d
Rd
2007
2006
2005
2000
1995
1990
0
Kohlen
2030
Endenergieverbrauch der Industrie in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Laufzeitverlängerung“ (S3d) im Vergleich zur Variante mit Laufzeitverlängerung (Rd)
Bezüglich der Energieträgerstruktur des
industriellen Energieverbrauchs ist neben
der zu erwartenden Verringerung des Einsatzes an fossilen Energieträgern vor allem ein deutlicher Anstieg des Verbrauchs
Erneuerbarer Energien festzustellen – im
Vergleich zur entsprechenden Variante mit
Laufzeitverlängerung um 98 PJ bzw. beinahe 60 % im Jahr 2030. Dies kann in
erster Linie mit einem erhöhten Einsatz
von Biomasse zur Bereitstellung von
Wärme und Dampf begründet werden. Zur
Einhaltung der Klimaschutzvorgaben wird
ab 2020 auch verstärkt auf CCSTechnologien zurückgegriffen. 2030 werden in der Industrie fast 35 Mio. t CO2
abgeschieden,
im
Vergleich
zu
3 Mio. t CO2 in der Variante mit Laufzeitverlängerung.
ein leichter Anstieg zu beobachten, bedingt durch den verstärkten Ausbau an
CCS-Kraftwerken. Angesichts der Tatsache, dass mit der Kernkraft eine kostengünstige CO2-Vermeidungsoption zur Verfügung steht, wird in der Sensitivitätsanalyse S3d die Option zur CO2-Abscheidung
jedoch weniger stark ausgeschöpft als in
der Sensitivitätsrechnung S3a „Verstärkter
Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“. In
2030 werden im Umwandlungssektor in
Summe 104 Mio. t CO2 abgeschieden, gegenüber 139 Mio. t CO2 in der Sensitivitätsanalyse S3a „Verstärkter Klimaschutz
bei Kernenergieausstieg“.
Strombereitstellung
Die Nettostromerzeugung beträgt in der
Sensitivitätsanalyse S3d „Verstärkter Klimaschutz
bei
619 TWh im Jahr 2030 und liegt damit um
36 TWh unter dem Niveau der zugehörigen Variante mit Laufzeitverlängerung,
überschreitet jedoch das Niveau der Sensitivitätsrechnung
„Verstärkter
Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ (S3a) um
ca. 33 TWh (Abbildung 11.15). Während
die Stromerzeugung aus Steinkohle und
Erdgas gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung im Betrachtungszeitraum
rückläufig ist, ist bei Braunkohle in 2030
700
42%
Stromimportsaldo
650
39%
600
36%
Sonstige / Müll
nicht-ern.
550
33%
500
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
309
Sonst. Erneuerbare
Energien
Biomasse / Müll
ern.
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
2012
Abbildung 11.15:
2015
2020
2025
Steinkohle
S3d
Rd
S3d
Rd
S3d
Rd
Rd
S3d
Rd
S3d
2007
2005
2000
1995
-3%
1990
-50
2030
Anteil Erneuerbarer
Energien
Nettostrombereitstellung in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei
Laufzeitverlängerung“ (S3d) im Vergleich zur Variante mit Laufzeitverlängerung
(Rd)
In Bezug auf den Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien ergeben sich gegenüber der entsprechenden
Variante mit Laufzeitverlängerung keine
wesentlichen Veränderungen. Der Anteil
der regenerativen Energien am Bruttostromverbrauch beläuft sich 2030 auf
36 % im Vergleich zu 37 % in der Sensiti-
vitätsrechnung S3a „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“.
Wie bereits in Abschnitt 5.5 erwähnt,
verringert sich infolge der Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken tendenziell
die Stromerzeugung aus KWK-Anlagen
gegenüber Szenarien mit Ausstieg aus der
310
Kernenergie. So beträgt der KWK-Anteil
an der Stromerzeugung in der vorliegenden Sensitivitätsanalyse in 2030 14 %, im
Vergleich zu 16 % in der Variante mit
Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre in Europa und 19 % in der Sensitivitätsrechnung S3a „Verstärkter Klimaschutz bei
Kernenergieausstieg“.
Aufgrund der notwendigen Anpassungsprozesse an die verstärkten Klimaschutzbestimmungen reduziert sich der Primärenergieverbrauch in der hier vorliegenden
Sensitivitätsanalyse in 2020 um 163 PJ
(-1 %), in 2030 um 516 PJ (-5 %) gegenüber der entsprechenden Variante mit
Laufzeitverlängerung. Der Rückgang fällt
jedoch geringer aus als bei der Sensitivitätsrechnung S3a „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“ bezogen
auf die Referenzprognose bei Kernenergieausstieg (Ra). Während der Verbrauch
an Braunkohle aufgrund der Bedeutung in
der Stromerzeugung gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung annährend
konstant bleibt, ergeben sich bei den übrigen fossilen Energieträgern deutliche Einsparungen in 2030: bei Steinkohle um
34 %, bei Erdgas um 10 % sowie bei Mineralöl um 4 %. Der Anteil der fossilen
Energieträger am Primärenergieverbrauch
beläuft sich in 2030 auf 66 %. Der Beitrag
der Erneuerbaren Energien kann 2030
zwar gegenüber der Variante mit Laufzeitverlängerung von 15 % auf 17 % gesteigert werden, liegt damit jedoch unter dem
Niveau der vergleichbaren Sensitivitätsrechnung S3a „Verstärkter Klimaschutz
bei Kernenergieausstieg“.
Emissionen
Der hier beschriebenen Sensitivitätsanalyse wurde dasselbe Klimaschutzre-
gime hinterlegt wie der Sensitivitätsrechnung S3a „Verstärkter Klimaschutz bei
Kernenergieausstieg“. Da die Verlängerung der Laufzeiten bestehender Kernkraftwerke in Europa auf 60 Jahre jedoch
eine verhältnismäßig kostengünstige CO2Vermeidungsoption darstellt, resultiert für
Deutschland im Zeitablauf ein etwas höherer Reduktionspfad innerhalb des jeweiligen Emissionshandelssystems im Vergleich zur Sensitivitätsrechnung S3a „Verstärkter Klimaschutz bei Kernenergieausstieg“. Bis 2020 reduziert sich der CO2Ausstoß um 25 % (214 Mio. t CO2) gegenüber
2005
bzw.
um
38 %
(396 Mio. t CO2) gegenüber 1990. Bis
2030 beträgt die Emissionsminderung
54 % (461 Mio. t CO2) bezogen auf 2005
und 62 % (644 Mio. t CO2) bezogen auf
1990. Von den 147 Mio. t CO2, die in 2030
gegenüber der zugehörigen Variante mit
Laufzeitverlängerung zusätzlich eingespart
werden, entfallen 80 Mio. t CO2 auf den
Umwandlungsbereich
und
weitere
50 Mio. t CO2 auf die Industrie.
Angesichts eines 38-%igen Rückgangs
des CO2-Ausstoßes bis 2020 gegenüber
1990 wird auch in dieser Sensitivitätsanalyse das Ziel, die Treibhausgasemissionen
bis 2020 um 40 % zu reduzieren, falls auf
EU-Ebene das 30-%-Ziel festgesetzt wird,
verfehlt. In der Stromerzeugung kann
zwar einerseits die Vorgabe, den Beitrag
der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung bis 2020 auf 30 % anzuheben,
annährend erfüllt werden, das Ziel, den
KWK-Anteil an der Stromerzeugung bis
2020 auf 25 % zu erhöhen, wird jedoch
deutlich unterschritten. Bezüglich der
Steigerung der Energieproduktivität resultiert weitgehend dieselbe Entwicklung wie
in der entsprechenden Variante mit Laufzeitverlängerung in Europa.
Tabelle 11.60:
311
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Verstärkter Klimaschutz bei Laufzeitverlängerung“ (S3d)
Unit
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Jahresdurchschnitt
KWK-Strom
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Summe
Anteil KWK
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
KWK (öffentlich)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Abwärme
Summe
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
131
152
11
36
145
20
0
0
15
0
0
508
135
130
7
39
146
24
2
0
14
0
0
497
134
136
5
47
161
28
8
0
13
0
9
540
122
143
6
69
155
26
27
1
14
0
20
581
129
143
5
73
133
25
40
3
23
0
23
597
111
139
9
63
160
30
55
7
30
0
8
612
106
133
7
50
160
30
66
10
31
1
7
601
81
128
7
49
160
31
99
13
36
1
6
612
37
123
4
58
160
31
128
16
38
2
5
603
14
126
4
64
160
31
153
19
40
3
5
619
%
3,4
4,7
6,3
10,4
14,2
17,9
20,2
26,8
31,8
36,3
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
31
26
10
17
24
9
0
0
2
0
0
119
31
22
9
20
23
9
1
0
2
0
0
117
30
20
7
21
22
9
6
0
2
0
2
121
28
20
6
21
20
11
18
2
2
0
6
134
28
20
6
22
20
11
22
4
4
0
6
143
28
21
4
30
20
11
30
8
6
0
3
161
28
17
3
29
20
11
34
11
5
0
3
162
23
16
2
27
20
11
47
14
6
0
1
168
19
17
1
25
20
11
53
18
6
0
1
171
13
23
1
25
20
11
62
20
6
0
1
183
4193
5815
1052
2154
5989
2264
714
500
6514
0
4342
5898
755
2002
6385
2672
1645
611
6498
0
4266
4240
4433
6794
691
2201
7175
2939
1243
577
6453
0
4350
4466
4425
7039
933
3314
7600
2404
1475
738
6029
0
3413
4333
4649
7015
784
3277
6507
2315
1781
858
6238
0
4013
4164
3895
6720
1919
2136
7835
2822
1852
929
5351
0
2602
3812
3747
7649
2170
1687
7835
2851
1946
929
5752
0
2667
3707
3587
7776
3532
1834
7835
2911
2093
929
6129
0
4323
3646
1933
7385
3115
2309
7835
2911
2405
929
6275
0
5574
3517
1131
5359
4896
2537
7835
2911
2466
929
6414
0
5757
3385
28
6
1
14
0
1
1
1
52
9,6
18
6
2
38
0
4
1
2
71
12,2
16
5
2
43
0
7
1
2
76
12,8
16
5
3
42
0
9
1
2
79
12,9
17
4
3
42
0
12
1
2
81
13,5
21
3
3
39
0
15
0
2
84
13,7
17
3
0
43
0
18
0
2
84
13,9
11
3
0
48
0
20
0
2
84
13,6
1268
1420
63
391
1851
115
34
0
56
0
136
5335
1161
1462
92
607
1779
104
98
5
67
0
54
5429
1345
1480
79
694
1533
74
143
11
113
0
18
5490
1000
1336
65
485
1839
83
198
27
219
6
84
5342
948
1267
53
380
1839
84
239
35
212
11
71
5140
688
1188
51
268
1839
88
355
48
254
18
71
4867
224
1119
39
329
1839
88
461
59
255
28
69
4510
82
1028
39
331
1839
88
550
68
254
38
69
4385
296
102
21
11
135
18
1
9
54
2
0
0
42
5
0
5
5
356
302
107
17
12
137
20
0
8
51
2
0
0
40
5
0
5
5
359
307
129
11
11
119
28
0
8
55
1
0
0
40
8
0
5
5
367
295
103
11
1
140
32
0
8
54
0
0
0
40
9
0
5
5
354
281
53
11
1
179
29
0
8
53
0
0
0
40
7
0
5
5
339
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
%
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
1270
1795
109
332
1663
89
0
0
60
0
108
5426
1332
1455
82
341
1681
99
6
0
60
0
92
5148
312
Unit
Steinkohle
PJ
Braunkohle
PJ
Mineralöl
PJ
Gase
PJ
Kernenergie
PJ
Wasser, Wind, Solar
PJ
Sonst. Erneuerbare
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Müll (nicht-ern.)
PJ
Stromimport
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
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Gas + LPG
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
%
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Diesel
PJ
Benzin
PJ
Kerosin
PJ
Biokraftstoffe
PJ
Gas inkl. LPG
PJ
Strom
PJ
Sonstige
PJ
Summe
PJ
CO2-Emissionen
Mio. t
Industrie
Mio. t
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
Mio. t
Transport
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
2306
3201
5217
2328
1668
58
125
0
3
14905
2060
1734
5689
2812
1682
83
192
0
17
14269
2021
1550
5499
2996
1851
127
346
0
11
14401
1808
1596
5166
3236
1779
173
602
136
-31
14465
1990
1612
4701
3118
1533
228
746
133
-68
13993
1659
1410
4684
2671
1839
354
833
137
-10
13577
1558
1351
4648
2487
1839
410
908
137
49
13387
1297
1259
4260
2247
1839
547
1087
138
-3
12670
736
1173
3902
2177
1839
668
1151
138
82
11866
487
1093
3747
2140
1839
774
1135
139
41
11394
1481
3980
1871
1638
383
120
0
629
4305
2260
1650
366
112
0
513
4064
2410
1780
265
202
0
396
3730
2266
1864
264
371
30
484
3242
2169
1904
264
489
33
399
3323
2039
2010
292
564
25
378
3282
1953
2033
299
635
39
361
2872
1843
2010
307
744
39
299
2528
1686
2049
297
782
27
253
2388
1555
2045
284
780
27
1
9473
0
9322
0
9234
0
8920
0
8585
0
8652
0
8618
0
8175
0
7667
0
7333
11,2
12,7
16,5
19,7
21,9
868
308
936
748
101
16
0
479
299
929
685
70
11
0
445
199
972
748
43
14
0
355
174
909
823
45
88
30
437
158
842
816
44
114
33
358
127
768
841
45
110
25
342
112
744
879
44
149
39
342
60
692
824
43
184
39
298
51
595
843
42
232
27
253
33
550
821
41
261
27
0
2977
0
2473
0
2421
0
2424
0
2444
0
2273
0
2309
0
2184
0
2088
0
1986
250
603
302
419
122
39
0
46
550
406
447
125
5
0
19
406
454
504
91
4
0
9
364
397
473
88
10
0
12
266
433
522
90
18
0
11
270
413
566
104
55
0
9
242
395
564
111
58
0
6
213
338
558
122
60
0
1
190
332
556
114
64
0
1
165
314
551
104
71
0
0
1733
0
1579
0
1478
0
1341
0
1340
0
1419
0
1379
0
1296
0
1256
0
1205
363
740
633
422
160
65
0
104
902
925
458
171
96
0
49
779
984
470
131
171
0
32
689
1012
509
131
196
0
35
441
887
508
130
202
0
30
579
829
543
143
268
0
27
561
769
527
144
293
0
13
409
741
557
142
296
0
0
260
660
563
141
302
0
0
213
588
570
139
267
0
0
2383
0
2656
0
2584
0
2569
0
2202
0
2392
0
2323
0
2159
0
1926
0
1776
802
1330
196
0
0
49
1
2379
1019
1301
233
0
1
58
2
2614
1145
1238
297
12
1
57
0
2751
1109
993
344
77
5
58
0
2586
1102
894
374
155
14
59
0
2598
1077
866
404
132
30
60
0
2568
1128
812
426
135
44
63
0
2608
1077
659
454
204
72
71
0
2536
1004
548
475
185
98
87
0
2397
1028
460
491
182
102
104
0
2366
419
239
361
193
351
181
369
166
389
173
326
162
301
156
247
136
171
113
96
87
216
158
1032
11
1044
960
194
172
920
15
934
854
172
177
881
19
901
818
159
156
849
23
873
795
129
148
839
25
864
781
141
150
780
24
803
733
135
151
743
25
768
700
116
137
636
27
663
605
96
125
505
29
534
486
84
121
388
30
419
387
Unit
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Kernenergie
PJ
Strom
PJ
Erneuerbare
PJ
Sonstiges
PJ
Summe
PJ
Rahmenannahmen
Mrd. € 2000
Bevölkerung
Mio.
Beschäftigte GHD
Mio.
Haushalte
Mio.
Wohnfläche HH
[Mio. m²]
Indikatoren
PJ/ Mio. PER
Mrd. €2000/PJ
PJ/Mrd. €2000
kg/€2000
t/PER
CO2-Intensität des
Mio. t/EJ
(EEVIndustrie/BIP)
TJ/Mrd. €2000
TJ/Tsd.
Erwerbst. GHD
MJ/qm Fläche
[lBenzin äqu. /100
Effizienz Verkehr
km]
1990
1995
2000
2005
313
2007
2012
2015
2020
2025
2030
145
4956
1761
1606
3
0
0
8471
434
5421
2220
1682
17
0
0
9775
925
5215
2368
1851
11
0
0
10371
1062
5111
2571
1779
-31
0
0
10492
1321
4431
2592
1533
-68
0
0
9877
1360
4570
2232
1839
-10
39
0
10030
1378
4543
2088
1839
49
35
0
9932
1297
4170
1887
1839
-3
97
0
9287
736
3902
2177
1839
82
77
0
8813
487
3747
2140
1839
41
55
0
8309
1720
79,4
26,20
34,9
2774
1867
81,7
27,80
36,9
3005
2063
82,2
29,81
38,1
3245
2125
82,5
30,16
39,2
3395
2242
82,3
31,06
39,7
3448
2243
82,0
29,72
40,6
3574
2380
81,8
29,51
41,0
3652
2516
81,4
29,77
41,5
3733
2617
80,6
29,13
41,8
3785
2721
79,7
27,85
42,0
3825
188
0,12
8,67
0,60
13,01
175
0,13
7,64
0,49
11,26
175
0,14
6,98
0,43
10,72
175
0,15
6,81
0,40
10,30
170
0,16
6,24
0,37
10,20
166
0,17
6,05
0,35
9,51
164
0,18
5,62
0,31
9,08
156
0,20
5,04
0,25
7,82
147
0,22
4,53
0,19
6,26
143
0,24
4,19
0,14
4,87
69,26
64,47
61,19
58,73
59,96
57,43
55,47
50,19
42,55
34,07
1731
1325
1174
1141
1090
1014
970
868
798
730
66,76
56,81
49,58
44,45
43,14
47,74
46,74
43,54
43,11
43,28
859,0
883,6
796,3
756,6
638,7
669,2
636,0
578,3
508,7
464,37
9,5
8,9
8,4
8,0
8,0
6,8
6,6
6,0
5,2
4,8
314
Tabelle 11.61:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Verstärkter
Klimaschutz bei Laufzeitverlängerung“ (S3d)
Status Quo
(2008)
Sensitivität "Verstärkter Klimaschutz bei
Laufzeitverlängerung" (S3d)
Ziel 2020
Erläuterung
2020
2030
-19%
(1990-2007)
-21% (bis 2012)
(-40%) (THG)
-40% nur, wenn
EU-weit Reduktion
um 30%
-38%
-62%
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
17%
22%
Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am
27%
36%
Energien
ca. 6%
14%
15%
18%
1,84%/a
(1990-2008)
Verdopplung
(=+100%) der
(BIP/PEV)
Basisjahr: 1990
+72%
+107%
(1990-2020)
(1990-2030)
-20%
(EU-Ziel, hier auf
Δ PEV bezogen auf
-7%
-15%
13592 PJ
13418 PJ
-9% Endenergie
(bis 2016,
Einsparrichtwert)
Basis: EEV
Durchschnitt
2001-2005
-15,7%
-24,8%
7,3%
7%
Gemessen als
Systematik)
10,5%
10,9%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
25 %
14%
14%
Stromerzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
160 TWh
160 TWh
CO2-Emissionen
Quellen
Energieeffizienz
Biokraftstoffanteil
11.8 Sensitivitätsanalyse „Niedrigere
Bevölkerungsentwicklung“
Veränderungen bei den Rahmenannahmen
In den bisherigen Ausführungen wurde
deutlich,
dass
die
Bevölkerungsentwicklung zu den wichtigsten Determinanten des Energiesystems gehört. Vor
allem ist das mit der Bevölkerungsentwicklung verbundene Erwerbspersonenpotenzial ein entscheidender Treiber des
Wachstumspotenzials und der volkswirtschaftlichen Entwicklung (Abbildung 3.1).
Weitere Verknüpfungen zur Energienachfrage bestehen z. B. direkt durch die aus
der Bevölkerungsentwicklung resultierende Zahl an Haushalten.
Zur Überprüfung der Sensitivität des
Energieverbrauchs in Bezug auf die deutsche Bevölkerungsentwicklung betrachtet
die Energieprognose 2009 daher alternative Bevölkerungsszenarien. Als Alternative
zu den Referenzannahmen geeignet erscheint in erster Linie das Szenario V1W1
der 11. Koordinierten Bevölkerungsprognose des Statistischen Bundesamtes (Abschnitt 3.1), bei dem v. a. aufgrund des
relativ niedrigen jährlichen Zuwanderungssaldos von 100 000 ein deutlicher
Rückgang der Bevölkerung bis 2030 um
rund 5,1 Mio. Personen erfolgt. Mit
77,2 Mio. markiert dies die Untergrenze
der betrachteten Bevölkerungsszenarien.
Gegenüber der für die Referenzprognose
(Ra) ermittelten Bevölkerungszahl wird in
der V1W1-Variante damit von einer Verringerung um 1,6 Mio. in 2020 und um
3,1 Mio. in 2030 ausgegangen. Die Sensitivitätsanalyse S4 „Niedrigere Bevölke-
315
rungsentwicklung“ beschreibt somit eine
Situation mit deutlich geringeren Bevölkerungszahlen, die im Analysezeitraum mittel- und langfristig wirksam werden.
Unter dieser Konstellation resultiert ein
in 2020 gegenüber der Referenz um
0,98 % niedrigeres BIP (Abbildung 11.16).
Für 2030 vergrößert sich der Abstand zur
Referenz auf ca. 1,23 %. Wertschöpfung
und mengenmäßige Produktion gehen in
allen Wirtschaftsbereichen zurück, wobei
die energieintensiven Industrien nicht
überdurchschnittlich belastet werden. Die
stärksten Einbußen hat hier der aggregierte Bereich sonstige Industrie zu verzeichnen.
Die Zahl der im Inland Erwerbstätigen
verändert sich gegenüber der Referenzprognose Ra aufgrund eines angebotsseitig induzierten Rückgangs der Erwerbslosenzahlen anfangs kaum. Als wichtige
Inputgröße für die sektorale Energiebedarfsquantifizierung verringert sich die
Zahl der Erwerbstätigen im Bereich Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD)
somit auch nur langfristig signifikant. Sie
liegt in 2030 ca. 1,3 % unterhalb der Zahl
der Referenzprognose (Ra). Aus der insgesamt niedrigeren Bruttowertschöpfung
lässt sich eine Güterverkehrsleistung ableiten, die in 2020 1,0 % und in 2030
1,2 % unter dem Referenzniveau liegt. Mit
der niedrigeren Bevölkerungszahl geht
unmittelbar ebenso wie als Konsequenz
des flacheren Wachstumspfades die Personenverkehrsleistung um 1,4 % in 2020
und um 2,9 % in 2030 gegenüber der
Referenzprognose (Ra) zurück. Für die
Wohnfläche liegt die Abweichung bei
0,7 % in 2020 und 1,8 % in 2030.
316
100,00
BIP
BWS
99,75
Erwerbstätige GHD
99,50
Eisen u. Stahl
NE-Metalle
99,25
Chemie
99,00
NM-Mineralien
Papier
98,75
Sonst. Industrie
98,50
2010
Abbildung 11.16:
2012
2015
2020
2025
2030
Veränderungen prognoserelevanter Inputgrößen in der Sensitivitätsanalyse S4
„Niedrigere Bevölkerungsentwicklung“ (S4) gegenüber der Referenzprognose
(Ra)
Endenergieverbrauch
Aufgrund der veränderten Bevölkerungsentwicklung stellt sich in der Sensitivitätsanalyse S4 „Niedrigere Bevölkerungsentwicklung“ ein gegenüber der Referenzprognose (Ra) reduzierter Endenergieverbrauch ein. Dieser beträgt im Jahr
2030 etwa 7 640 PJ im Vergleich zu
7 803 PJ
in
der
Referenzprognose
(Abbildung
11.17).
Die
Hauptauswirkungen eines stärkeren Bevölkerungsrückgangs im Vergleich zu den Annahmen
der Referenzprognose schlagen sich vor
allem in den Nachfragesektoren Haushalte
und GHD nieder.
Im Haushaltssektor ist ein Rückgang
des Endenergieverbrauchs von 23 PJ in
2020 (1,0 %) bzw. von 43 PJ in 2030
(2,2 %) zu konstatieren. Hinsichtlich des
Anteils der einzelnen Energieträger am
Endenergieverbrauch des Haushaltssektors lässt sich ein Rückgang von Strom
und ein Anstieg der Mineralölprodukte,
insbesondere in den mittleren Zeitpunkten, feststellen. Der Stromverbrauch sinkt
um 32 PJ in 2020 (23 PJ in 2030), wohingegen der Ölverbrauch um 38 PJ in 2020
(21 PJ in 2030) ansteigt. Infolge der niedrigeren Bevölkerungszahl werden weniger
neue Gebäude zugebaut und Bestandsgebäude werden teilweise früher abgerissen.
Bei solchen Gebäuden verlagert sich die
Investitionsentscheidung: anstelle einer
Umrüstung auf ein komplett neues Heizungssystem, das mit hohen Kosten verbunden ist, werden weniger kapitalintensive Investitionen getätigt, so dass der
bereits im Gebäude vorhandene Energieträger begünstigt wird (z.B. Austausch
eines alten Heizöl-Standardkessel durch
einen Heizöl-Brennwertkessel). Der im
Vergleich zur Referenzprognose festzustel-
lende Anstieg der ölbetriebenen Heizungssysteme, die über relativ geringe Investitionskosten bei höheren Verbrauchskosten
verfügen, geht zu Lasten der kapitalintensiven Wärmepumpen. Die spezifischen
Erzeugungskosten
der
Wärmepumpen
liegen im Fall des stärkeren Nachfrage-
317
rückgangs über denjenigen der Ölheizungen. Als Folge dieser Verschiebung reduziert sich nicht nur die Stromnachfrage,
sondern es sinkt auch der Verbrauch von
Umgebungswärme (-54 PJ in 2020; -20 PJ
in 2030).
10000
Sonstige
(Methanol,
Wasserstoff)
9000
Müll
8000
Erneuerbare
7000
6000
Fernwärme
5000
Strom
4000
3000
Gas
2000
Mineralölprodukte
1000
2012
Abbildung 11.17:
2015
2020
2025
S4
Ra
S4
Ra
S4
Ra
S4
Ra
S4
Ra
2007
2006
2005
2000
1995
1990
0
Kohlen
2030
Endenergieverbrauch in der Sensitivitätsanalyse „Niedrigere Bevölkerungsentwicklung“ (S4) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra)
Im GHD-Sektor ist eine ähnliche Tendenz zu beobachten: im Vergleich zur Referenzprognose sinkt der Endenergieverbrauch in 2020 um 15 PJ und in 2030
um 34 PJ. Auch hier kommt es zu einem
Technologiewechsel, was sich im Jahr
2030 in einem vermehrten Einsatz von
Mineralölen
(+9 PJ)
und
Fernwärme
(+11 PJ) zu Lasten der Technologien, die
mit Strom (-27 PJ) und Erdgas (-26 PJ)
gespeist werden, widerspiegelt.
Strombereitstellung
Aufgrund der geringeren Stromnachfrage, resultierend aus dem Verbrauchsrückgang in den Sektoren Haushalte und GHD,
reduziert sich die Stromerzeugung um
20 TWh in 2020 und um 14 TWh in 2030
(Abbildung 11.18). Aufgrund der rückläufigen Gesamtstromerzeugung bei relativ
konstanter Stromgewinnung aus Erneuerbaren Energien erhöht sich der Anteil der
Erneuerbaren am Bruttostromverbrauch
auf 37 % in 2030 im Vergleich zu 36 % in
der Referenzprognose (Ra). Demzufolge
geht der Rückgang vor allem zu Lasten
der fossilen Energieträger. Die Strombereitstellung aus Kohlen reduziert sich in
2020 um 2 TWh und in 2030 um 11 TWh.
Strom aus Gas nimmt um 13 TWh in 2020
und um 3 TWh in 2030 ab.
700
42%
Stromimport-saldo
650
39%
600
36%
Sonstige / Müll
nicht-ern.
550
33%
500
30%
450
27%
400
24%
350
21%
300
18%
250
15%
200
12%
150
9%
100
6%
50
3%
0
0%
318
Sonst. Erneuerbare Energien
Biomasse / Müll
ern.
Solar
Wind
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Mineralöl
Braunkohle
2012
Abbildung 11.18:
2015
2020
2025
Steinkohle
S4
Ra
S4
Ra
S4
Ra
S4
Ra
S4
Ra
2007
2005
2000
1995
-3%
1990
-50
2030
Anteil Erneuerbarer
Energien
Nettostrombereitstellung in der Sensitivitätsanalyse „Niedrigere Bevölkerungsentwicklung“ (S4) im Vergleich zur Referenzprognose (Ra)
Die
verminderte
Bevölkerungsentwicklung der vorliegenden Sensitivitätsbetrachtung hat eine leichte Senkung
des Primärenergieverbrauchs um 2 %
(212 PJ) in 2030 gegenüber der Referenzprognose (Ra) zur Folge. Hinsichtlich des
Primärenergieverbrauchs von Mineralöl
finden absolut betrachtet keine Veränderungen statt. Die eigentlichen Unterschiede treten vor allem im Primärenergieverbrauch von Stein- (-75 PJ), Braunkohle
(-41 PJ) und von Erdgas (-75 PJ), jeweils
in 2030, auf.
Emissionen
Wie auch in der Referenzprognose findet der größte Rückgang an Emissionen
vor allem im Bereich des Umwandlungssektors statt. Das Gesamtemissionsniveau
dieses Sektors liegt mit 204 Mio. t CO2 in
2030 um 9 Mio. t CO2 unter dem der Referenzprognose (Ra). Durch den Technolo-
gie- und Energieträgerwechsel in den
Haushalts- und GHD-Sektoren nehmen die
CO2-Emissionen in diesen beiden Sektoren
im Vergleich zur Referenzprognose in
2030 um 2 Mio. t CO2 zu.
In der Stromerzeugung wird die Vorgabe, den Beitrag der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung bis 2020 auf
30 % anzuheben mit 27 % ebenso verfehlt wie das Ziel, den KWK-Anteil an der
Stromerzeugung bis 2020 auf 25 % zu
erhöhen. Bei letzterem beträgt der Anteil
gerade 20 %. Bezüglich der Energieproduktivität kommt es wie in der Referenzprognose zwischen 1990 und 2020 zu einer Steigerung von beinahe 83 %.
Tabelle 11.62:
319
Ergebnistabelle Sensitivitätsanalyse „Niedrigere Bevölkerungsentwicklung“ (S4)
Unit
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Jahresdurchschnitt
KWK-Strom
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Summe
Anteil KWK
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Kernenergie
Wasserkraft
Wind
Solar
Summe
KWK (öffentlich)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöl
Erdgas
Abwärme
Summe
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
131
152
11
36
145
20
0
0
15
0
0
508
135
130
7
39
146
24
2
0
14
0
0
497
134
136
5
47
161
28
8
0
13
0
9
540
122
143
6
69
155
26
27
1
14
0
20
581
129
143
5
73
133
25
40
3
23
0
23
597
119
138
8
67
126
30
55
7
29
0
8
589
127
133
7
59
97
30
66
10
31
1
7
568
118
128
7
97
22
31
93
13
36
1
6
553
62
130
4
133
0
31
128
16
38
2
5
549
79
128
4
120
0
31
153
19
40
3
5
582
%
3,4
4,7
6,3
10,4
14,2
18,4
20,9
26,9
33,5
37,3
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
GW
31
26
10
17
24
9
0
0
2
0
0
119
31
22
9
20
23
9
1
0
2
0
0
117
30
20
7
21
22
9
6
0
2
0
2
121
28
20
6
21
20
11
18
2
2
0
6
134
28
20
6
22
20
11
22
4
4
0
6
143
30
21
4
29
16
11
30
8
5
0
3
157
28
17
3
29
12
11
34
11
5
0
3
152
23
17
2
32
3
11
44
14
5
0
1
153
20
17
1
36
0
11
53
18
6
0
1
163
13
17
1
48
0
11
62
20
6
0
1
179
4193
5815
1052
2154
5989
2264
714
500
6514
0
4342
5898
755
2002
6385
2672
1645
611
6498
0
4266
4240
4433
6794
691
2201
7175
2939
1243
577
6453
0
4350
4466
4425
7039
933
3314
7600
2404
1475
738
6029
0
3413
4333
4649
7015
784
3277
6507
2315
1781
858
6238
0
4013
4164
4014
6563
1913
2307
7919
2822
1852
929
5591
0
2554
3757
4567
7656
2536
2026
7996
2851
1946
929
6076
0
2826
3734
5035
7775
3489
3025
8266
2911
2106
929
6570
0
4395
3618
3048
7640
3068
3727
0
2911
2405
929
6434
0
5714
3372
6050
7635
4896
2519
0
2911
2466
929
6528
0
5767
3258
28
6
1
14
0
1
1
1
52
9,6
18
6
2
38
0
4
1
2
71
12,2
16
5
2
43
0
7
1
2
76
12,8
19
5
4
48
0
5
1
2
85
14,5
24
4
3
47
0
8
1
2
88
15,6
26
3
3
65
0
10
0
2
109
19,6
25
3
0
64
0
16
0
2
110
20,0
16
3
0
81
0
17
0
2
119
20,5
1268
1420
63
391
1851
115
34
0
56
0
136
5335
1161
1462
92
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1779
104
98
5
67
0
54
5429
1345
1480
79
694
1533
74
143
11
113
0
18
5490
1071
1354
63
525
1449
83
198
27
241
6
82
5097
1125
1285
56
455
1111
84
239
35
238
11
71
4710
951
1205
50
552
250
88
344
48
289
18
71
3866
553
1197
39
737
0
88
461
59
272
28
66
3499
674
1166
39
650
0
88
550
68
278
38
64
3616
306
116
21
16
145
0
1
9
52
2
0
0
44
0
0
5
5
363
320
140
17
12
143
0
0
8
50
2
0
0
43
0
0
5
5
375
327
157
11
11
137
2
0
9
50
1
0
0
42
1
0
5
5
382
330
135
11
1
148
27
0
8
54
0
0
0
41
7
0
5
5
388
333
66
11
1
217
31
0
7
52
0
0
0
39
9
0
5
6
391
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
h
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
%
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
PJ
1270
1795
109
332
1663
89
0
0
60
0
108
5426
1332
1455
82
341
1681
99
6
0
60
0
92
5148
320
Unit
Steinkohle
PJ
Braunkohle
PJ
Mineralöl
PJ
Gase
PJ
Kernenergie
PJ
Wasser, Wind, Solar
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Sonst. Erneuerbare
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Müll (nicht-ern.)
PJ
Stromimport
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
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Gas + LPG
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Endenergieverbrauch
%
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Strom
PJ
Fernwärme
PJ
Erneuerbare
PJ
Müll
PJ
Sonstige (Methanol,
Wasserstoff)
PJ
Summe
PJ
Diesel
PJ
Benzin
PJ
Kerosin
PJ
Biokraftstoffe
PJ
Gas inkl. LPG
PJ
Strom
PJ
Sonstige
PJ
Summe
PJ
CO2-Emissionen
Mio. t
Industrie
Mio. t
Haushalte, GHD,
Landwirtschaft
Mio. t
Transport
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
Mio. t
1990
1995
2000
2005
2007
2012
2015
2020
2025
2030
2306
3201
5217
2328
1668
58
125
0
3
14905
2060
1734
5689
2812
1682
83
192
0
17
14269
2021
1550
5499
2996
1851
127
346
0
11
14401
1808
1596
5166
3236
1779
173
602
136
-31
14465
1990
1612
4701
3118
1533
228
746
133
-68
13993
1695
1410
4739
2717
1449
362
756
137
4
13269
1718
1351
4684
2569
1111
415
834
137
95
12913
1548
1259
4294
2651
250
525
1028
138
136
11828
957
1173
3972
2829
0
671
1078
138
170
10989
1088
1143
3903
2615
0
773
1043
139
107
10809
1481
3980
1871
1638
383
120
0
629
4305
2260
1650
366
112
0
513
4064
2410
1780
265
202
0
396
3730
2266
1864
264
371
30
484
3242
2169
1904
264
489
33
385
3348
2067
1946
297
563
25
372
3295
1990
1965
312
616
39
319
2906
1980
1946
321
706
38
299
2589
1902
1964
330
709
37
280
2522
1733
2019
339
710
39
1
9473
0
9323
0
9234
0
8920
0
8585
0
8632
0
8589
0
8215
0
7831
0
7640
10,9
12,2
15,4
18,4
20,3
868
308
936
748
101
16
0
479
299
929
685
70
11
0
445
199
972
748
43
14
0
355
174
909
823
45
88
30
437
158
842
816
44
114
33
348
128
767
832
45
112
25
338
115
729
872
44
149
39
301
71
745
827
43
164
38
298
64
694
831
42
170
37
279
53
666
857
41
170
39
0
2977
0
2474
0
2421
0
2424
0
2444
0
2256
0
2286
0
2189
0
2136
0
2105
250
603
302
419
122
39
0
46
550
406
447
125
5
0
19
406
454
504
91
4
0
9
364
397
473
88
10
0
12
266
433
522
90
18
0
11
281
427
547
104
49
0
9
252
414
535
111
53
0
6
213
360
530
122
57
0
1
198
319
532
134
63
0
1
187
269
529
145
73
0
0
1733
0
1579
0
1478
0
1341
0
1340
0
1419
0
1373
0
1288
0
1246
0
1204
363
740
633
422
160
65
0
104
902
925
458
171
96
0
49
779
984
470
131
171
0
32
689
1012
509
131
196
0
35
441
887
508
130
202
0
26
599
843
508
149
270
0
26
569
804
496
157
279
0
13
434
803
518
156
281
0
0
288
791
514
154
294
0
0
277
694
529
152
290
0
0
2383
0
2656
0
2584
0
2569
0
2202
0
2395
0
2331
0
2205
0
2040
0
1942
802
1330
196
0
0
49
1
2379
1019
1301
233
0
1
58
2
2614
1145
1238
297
12
1
57
0
2751
1109
993
344
77
5
58
0
2586
1102
894
374
155
14
59
0
2598
1082
856
403
132
30
60
0
2562
1146
787
425
135
43
62
0
2599
1073
659
455
204
72
70
0
2533
1008
552
480
183
98
87
0
2408
1039
468
497
177
103
104
0
2389
419
239
361
193
351
181
369
166
389
173
329
162
316
156
273
147
198
140
204
136
216
158
1032
11
1044
960
194
172
920
15
934
854
172
177
881
19
901
818
159
156
849
23
873
795
129
148
839
25
864
781
146
149
786
24
810
742
140
150
763
25
788
722
123
137
680
27
708
648
111
126
574
29
604
545
102
122
564
31
595
537
Unit
Kohlen
PJ
Mineralölprodukte
PJ
Gas
PJ
Kernenergie
PJ
Strom
PJ
Erneuerbare
PJ
Sonstiges
PJ
Summe
PJ
Rahmenannahmen
Mrd. € 2000
Bevölkerung
Mio.
Beschäftigte GHD
Mio.
Haushalte
Mio.
Wohnfläche HH
[Mio. m²]
Indikatoren
PJ/ Mio. PER
Mrd. €2000/PJ
PJ/Mrd. €2000
kg/€2000
t/PER
CO2-Intensität des
Mio. t/EJ
(EEVIndustrie/BIP)
TJ/Mrd. €2000
TJ/Tsd.
Erwerbst. GHD
MJ/qm Fläche
[lBenzin äqu. /100
Effizienz Verkehr
km]
1990
1995
2000
2005
321
2007
2012
2015
2020
2025
2030
145
4956
1761
1606
3
0
0
8471
434
5421
2220
1682
17
0
0
9775
925
5215
2368
1851
11
0
0
10371
1062
5111
2571
1779
-31
0
0
10492
1321
4431
2592
1533
-68
0
0
9877
1396
4625
2277
1449
4
38
0
9789
1538
4579
2169
1111
95
34
0
9525
1548
4204
2291
250
136
95
0
8524
957
3972
2829
0
170
85
0
8013
1088
3903
2615
0
107
108
0
7820
1720
79,4
26,20
34,9
2774
1867
81,7
27,80
36,9
3005
2063
82,2
29,81
38,1
3245
2125
82,5
30,16
39,2
3395
2242
82,3
31,06
39,7
3448
2236
81,6
29,85
40,6
3570
2374
81,1
29,63
41,0
3644
2502
80,1
29,79
41,5
3760
2623
78,8
29,44
41,8
3866
2750
77,2
28,22
42,0
3944
188
0,12
8,67
0,60
13,01
175
0,13
7,64
0,49
11,26
175
0,14
6,98
0,43
10,72
175
0,15
6,81
0,40
10,30
170
0,16
6,24
0,37
10,20
163
0,17
5,93
0,35
9,64
159
0,18
5,44
0,32
9,40
148
0,21
4,73
0,27
8,50
139
0,24
4,19
0,22
7,29
140
0,25
3,93
0,21
7,31
69,26
64,47
61,19
58,73
59,96
59,27
59,07
57,52
52,28
52,18
1731
1325
1174
1141
1090
1009
963
875
815
766
66,76
56,81
49,58
44,45
43,14
47,54
46,34
43,24
42,33
42,66
859,0
883,6
796,3
756,6
638,7
670,8
639,6
586,5
527,8
492,41
9,5
8,9
8,4
8,0
8,0
6,9
6,6
6,0
5,3
4,9
322
Tabelle 11.63:
Energie- und klimapolitische Zielerreichung in der Sensitivitätsanalyse „Niedrigere
Bevölkerungsentwicklung“ (S4)
Status Quo
(2008)
Sensitivität "Niedrigere
Bevölkerungsentwicklung" (S4)
Ziel 2020
Erläuterung
2020
2030
-19%
(1990-2007)
-21% (bis 2012)
(-40%) (THG)
-40% nur, wenn
EU-weit Reduktion
um 30%
-34%
-45%
9,3%
(2007)
18%
Anteil am
15%
20%
Energien
14%
Mindestens 30%
Anteil am
27%
37%
Energien
ca. 6%
14%
12%
16%
1,84%/a
(1990-2008)
Verdopplung
(=+100%) der
(BIP/PEV)
Basisjahr: 1990
+83%
+121%
(1990-2020)
(1990-2030)
-20%
(EU-Ziel, hier auf
Δ PEV bezogen auf
-13%
-19%
13592 PJ
13418 PJ
-9% Endenergie
(bis 2016,
Einsparrichtwert)
Basis: EEV
Durchschnitt
2001-2005
-15,6%
-21,5%
7,3%
7%
Gemessen als
Systematik)
10,5%
10,5%
KWK-Strom
ca. 12%
(2008)
25 %
20%
20%
Stromerzeugung aus
Kernenergie
149 TWh
22 TWh
0 TWh
CO2-Emissionen
Quellen
Energieeffizienz
Biokraftstoffanteil
Wissenschaftlicher Beirat
323
12 Anhang C: Bericht des wissenschaftlichen Beirats
Bei den nachfolgenden Ausführungen
handelt es sich um den Endbericht des
wissenschaftlichen Begleitkreises. Er dokumentiert und kommentiert das Vorgehen, die Erkenntnisse und Schlussfolgerungen der Begleitforschung.
nose zu verwendenden und im Abschlussbericht genannten Modellbausteine mit ihrer jeweiligen wirtschaftstheoretischen Basis, sowie
um die Verknüpfung dieser Modelle
für die Energieprognose.

Bei zweiten Treffen am 28. Januar
2009 lag der erste Zwischenbericht
vor. Neben dessen Kommentierung
drehten sich die Diskussionen um
die Plausibilität und Widerspruchsfreiheit der exogenen Annahmen
(Bevölkerungs- und Wirtschaftsentwicklung, Wechselkursentwicklung, energiepolitische Rahmenbedingungen in Deutschland und Europa).

Auf der Basis des zweiten Zwischenberichts behandelte das dritte
Treffen am 2. April 2009 die ersten
Prognoseergebnisse
aus
einer
ganzheitlichen Perspektive und diskutierte die Rahmendaten für die
Referenzprognose sowie Vorschläge für Sensitivitätsanalysen. Ein
Thema waren erneut die energiewirtschaftlichen Auswirkungen der
Finanz- und Wirtschaftskrise.

Am 4. Mai 2009 beteiligte sich der
Beirat an einer Präsentation der
Energieprognose beim Bundeswirtschaftsministerium und stand für
Rückfragen und Interpretationshilfen zur Verfügung.
12.1 Zusammensetzung, Ziel und Arbeitsweise des wissenschaftlichen Beirats
Der Beirat setzte sich zusammen aus
den unabhängigen Wissenschaftlern Prof.
Dr. Georg Erdmann, Dipl.-Math. JürgenFriedrich Hake, Prof. Dr. Bernd Meyer und
Prof. Dr. Wolfgang Pfaffenberger, die über
Erfahrungen mit eigenen Modell- und Szenariostudien verfügen. Es wurde bewusst
darauf verzichtet, Fachleute aus Energiewirtschaft und Verbänden einzubinden,
denn bei den Diskussionen zwischen dem
Beirat und den Projektbearbeitern sollte es
nicht um die inhaltliche Auseinandersetzung mit den Prognoseaussagen gehen,
sondern ausschließlich um deren Plausibilität und Widerspruchsfreiheit.
Unter Anwesenheit des Auftraggebers
hatte sich der Beirat insgesamt viermal
mit den Bearbeitern der Energieprognose
und dem Bundeswirtschaftsministerium
getroffen. Als Ergebnis dieser Treffen entstand ein Katalog von Kommentaren, Anregungen und Fragen an das Projektteam,
der auch dem Auftraggeber zur Verfügung
gestellt wurde.

Beim ersten Treffen am 31. Oktober 2008 ging es um das methodische Vorgehen. In einer fachlich
hochkarätigen Debatte ging es um
das Prognosekonzept, die zur Prog-
12.2 Beitrag des Beirats zum Gesamtprojekt
In durchaus kontrovers, aber immer
konstruktiv und fair geführten Diskussionen formulierten die Beiratsmitglieder
zahlreiche Anregungen und Vorschläge,
die durch das Projektteam aktiv aufgegrif-
324
fen wurden und Eingang in die Energieprognose 2009 gefunden haben.
Neben
einer
Reihe
methodischtechnischer Aspekte der Energieprognose
(Kointegrationsanalysen,
Substitutionselastizitäten,
Modellkopplungen
uvm.)
sind hier insbesondere folgende Punkte zu
nennen: Entwicklung der Rohölpreise auf
den internationalen Märkten, Zusammenhang zwischen Ölpreis und DollarWechselkurs, Dauer und den Folgen der
Weltwirtschaftskrise, Wirkungsweise und
Wechselwirkungen verschiedener energieund umweltpolitischer Instrumente, Rolle
und Gewicht einzelner Technologien, Auswahl der Sensitivitätsanalysen.
methodischen Grundlagen, die Herausforderungen in den einzelnen Arbeitspaketen, sowie die Komplexität des Zusammenführens der verschiedenen Studienteile zu einer widerspruchsfreien Gesamtprognose eingehend kennen zu lernen,
was zweifellos einen Beitrag zur besseren
Interpretation der Prognoseergebnisse
leistet.
12.3 Bewertung der Energieprognose
2009 aus Sicht des Beirats
Den Mitgliedern des Beirats ist bewusst,
dass die Umsetzung seiner Vorschläge
einen zusätzlichen Arbeitsaufwand bedeutete. Wir möchten den Mitgliedern des
Projektteams unsere große Anerkennung
dafür aussprechen, dass sie diesen Mehraufwand trotz des engen Zeitplans auf
sich genommen haben. Aus Sicht des Beirats hat die Energieprognose 2009 einen
Grad an Konsistenz und Widerspruchsfreiheit erreicht, wie das bei vergleichbaren
Studien bislang nicht zu beobachten war.
Anders als viele andere in den letzten
Jahren publizierten Szenariostudien präsentiert die Energieprognose 2009 keine
politisch gewollte oder vorgegebene energiewirtschaftliche Entwicklung, sondern
liefert Hinweise auf die aus heutiger Sicht
wahrscheinlichste Entwicklung in Deutschland bis zum Jahr 2030. Die Ziele des Integrierten Energie- und Klimaprogramms
der Bundesregierung bis zum Jahr 2020
waren in den Prognoserechnungen nicht
vorgegeben, die Rechenergebnisse konnten also von diesen Zielen differieren.
Exogen vorgegeben waren nur die politisch beschlossenen bzw. konkret geplanten energieund umweltpolitischen Instrumente der Europäischen Union sowie
der Bundesregierung.
Die Idee, den Projektbearbeitern eine
wissenschaftlich ausgewiesene, fachlich
kompetente und unabhängige Expertengruppe zur Seite zu stellen, hat sich eindeutig bewährt. Die offenen Diskussionen
unter
Anwesenheit
von
BMWiMitarbeitern, sowie die allen zugänglich
gemachten schriftlichen Anregungen haben nicht nur zur Qualität der Energieprognose beigetragen, sondern auch dem
BMWi tiefe Einblicke in die Projektarbeit
gegeben. Der Auftraggeber hatte dadurch
die Möglichkeit, die wissenschaftlich-
Vor diesem Hintergrund ist bemerkenswert, dass die politischen Ziele in der Referenzprognose 2009 weitgehend erreicht
werden, und zwar bei einer insgesamt
wenig dramatischen Veränderung der globalen Energiepreisentwicklung und einer
raschen Rückkehr zu einem moderaten
Wirtschaftswachstum.
Die
politischen
Maßnahmen und Anreize scheinen also
auszureichen, um in Deutschland einen
allmählichen Übergang zu einem nachhaltigen Energiesystem zu erreichen. Wie bei
anderen Untersuchungen aus jüngerer
Zeit werden in der Referenzprognose nur
die Ziele „Energieeffizienz“ und „KWKStromanteil“ nicht zeitgerecht erreicht.
Die Referenzprognose 2009 fußt auf einer Reihe exogener Annahmen, die auch
deshalb als in sich konsistent angesehen
werden dürfen, weil es sich um eine Konstellation handelt, die in den letzten beiden
Jahren weitgehend bereits beobachtet
werden konnte. Dies gilt beispielsweise für
das Bevölkerungswachstum, die Entwicklung der internationalen Wirtschaftskraft
sowie die Höhe der Rohölpreise und der
daraus abgeleiteten Energieimportpreise.
Die Referenzprognose 2009 beruht also
auf schlüssigen und stabilen Rahmenbedingungen. Den Prognoseergebnissen zufolge sollte aus heutiger Sicht eine weitgehende Zielerreichung auch dann möglich sein, wenn es im Prognosezeitraum
nicht zu dramatischen Energiepreissteigerungen oder zu einer lang anhaltenden
Stagnation der deutschen Wirtschaft
kommt. Die vorhandenen und durch die
Politik der letzten Jahre stimulierten Effizienz-, Substitutions- und Innovationspotentiale sind ausreichend dafür. Die vom
Projektteam eingesetzten Modelle und ihre
Verknüpfung sind nach Einschätzung des
Begleitkreises gut dafür geeignet, um diese starke Prognoseaussage belastbar zu
treffen.
Mit einer Variantenrechnung (Verlängerung der Kernenergielaufzeit) und mehreren Sensitivitätsrechnungen werden die
Auswirkungen alternativer Entwicklungen
der exogenen Variablen auf die modellbasierte Prognose der energiewirtschaftlichen Entwicklung bis 2030 untersucht. Die
entsprechenden Prognoserechnungen liefern eine Reihe wichtiger, bei näherem
Licht nicht überraschender Aussagen: Das
Wirtschaftswachstum in Deutschland wird
325
steigen, wenn auf das vorzeitige Abschalten von Kernkraftwerken verzichtet wird.
Höhere Energieimportpreise verringern
den Energiekonsum und die Preise der
CO2-Emissionsrechte. Ähnliches gilt für
eine länger anhaltende wirtschaftliche
Stagnation. Diese und ähnliche Modellergebnisse sind methodisch gut fundiert und
insgesamt plausibel. Sie dokumentieren
noch einmal den grundlegenden Ansatz
der Energieprognose 2009, keine Wunschvorstellungen zu präsentieren, sondern die
realistische Entwicklung zu quantifizieren,
wobei diese von den jeweils unterstellten
Rahmenbedingungen, Szenarioannahmen
abhängt und durch ein wissenschaftlich
anerkanntes
Modellkonzept
berechnet
wird.
12.4 Kritikpunkte zum Hauptbericht
Den Hauptbericht zur Energieprognose
vom 14. September 2009 hatte der Beirat
erst im Nachhinein zur Kenntnis nehmen
können. Einige Beiratsmitglieder werden
nicht allen Aussagen des Hauptberichts
zustimmen. Dies kann aber auch nicht Ziel
und Aufgabe eines Beirats sein. Wichtig ist
nur, dass der Hauptbericht die Prognoseergebnisse und die ihnen zugrunde liegenden Annahmen und Prämissen in sich
nachvollziehbar darstellt.
Diesbezüglich kann aus Sicht des Beirats die eine oder andere missverständliche oder schwierig nachvollziehbare Formulierung im Hauptbericht bereinigt werden. Der Bericht gibt an verschiedenen
Stellen energiepolitische Empfehlungen
ab, die im Kontext der Energieprognose
nichts zu suchen haben. Demgegenüber
kommen Themen wie der Ausbau des
Elektrizitätsnetzes oder die Entwicklung
der CCS-Technologien mit ihren CO2Vermeidungskosten zu kurz. Im Kapitel 3
326
„Prognoserelevante Annahmen“ werden
teilweise auch endogene Zwischenergebnisse von Modellrechnungen behandelt.
Dies ist für das Verständnis der Prognosemethodik verwirrend. Bei den etwas
unglücklichen Ausführungen zum Thema
„Peak-Oil“ hätte man sich die Schlussfolgerungen für die Ölpreisprognose gewünscht. In Kapitel 3 des Hauptberichts
bleiben die Annahmen zum Ausbau der
regenerativen Energien unklar – oder sind
es wieder Zwischenergebnisse von Modellrechnungen? Gerne hätte man auch etwas
über die Begründung der hierbei unterstellten Lernraten erfahren.
Bei den insgesamt einleuchtenden Prognoseergebnissen erscheint das Verhältnis
zwischen den CCS-Vermeidungskosten
und den Preisen der CO2-Emissionsrechte
unklar. Hier würde man erwarten, dass die
CCS-Vermeidungskosten bei zunehmend
geringerer Emissionsrechte-Verfügbarkeit
den CO2-Preis bestimmen, jedenfalls so
lange wie die geologischen CO2-Senken
noch nicht erschöpft sind. Vielleicht könnte ein überarbeiteter Hauptbericht den
Ergebnisteil auch noch etwas kompakter
formulieren. Das täte seiner Lesbarkeit
sicher keinen Abbruch.
Bei aller Detailkritik möchte der Beirat
abschließend noch einmal wiederholen,
dass die Energieprognose 2009 methodisch und auch von der Konsistenz der
Prognoseaussagen her einen neuen Qualitätsmaßstab
für gesamtwirtschaftliche
Langfristprognosen setzt. Auch möchten
wir uns bei allen Projektmitarbeitern für
die sehr intensive und kollegiale Zusammenarbeit herzlich bedanken.
Berlin, den 29 Oktober 2009
Prof. Dr. Georg Erdmann
Dipl.-Math. Jürgen-Friedrich Hake
Prof. Dr. Bernd Meyer
Prof. Dr. Wolfgang Pfaffenberger
Glossar
327
13 Glossar
Allgemeines Gleichgewichtsmodell
Allgemeine Gleichgewichtsmodelle gehören zur Gruppe der Top-down Modelle,
welche die Volkswirtschaft als Ganzes abbilden. Dadurch können in diesen Modellen wechselseitige Abhängigkeiten und
Rückkopplungseffekte zwischen den verschiedenen Teilsektoren einer Volkswirtschaft berücksichtigt werden. In der energiewirtschaftlichen Systemanalyse können
Allgemeine Gleichgewichtsmodelle also zur
Quantifizierung der Effekte von Entwicklungen innerhalb des Energiesektors auf
die Gesamtwirtschaft eingesetzt werden.
Dabei erreichen diese Modelle jedoch in
der Regel nicht den gleichen technologischen Detaillierungsgrad wie die Gruppe
der Energiesystemmodelle.
Aquifergas
Im Poren- und Kluftraum des Untergrunds
vorkommendes, nicht gasförmiges, sondern im Grundwasser gelöstes Erdgas.
Autoklavierungsanlagen
Autoklavierungsanlagen sind Anlagen zur
Keimfreimachung v. a. medizinischer Geräte mit Hilfe von Dampf bei Überdruck.
Weitere Anwendungsfelder von Autoklaven sind das Aushärten von Baustoffen
sowie die Verarbeitung von Gummi-,
Kunststoff- und Faserverbundwerkstoffen.
Basisinnovation(en)
Motor des technologischen Fortschritts
sind Innovationen, wobei unter Basisinnovationen solche technologischen Neuerungen verstanden werden, die als wesentliche Ursache persistenten Wachstums angesehen werden. Basisinnovationen erschließen umfassend technisches Neuland
und lösen einen breiten Strom von Nachfolgeinvestitionen
mit
weitreichenden
wirtschaftlichen Konsequenzen aus.
Beladungsgrad
Durchschnittliche Masse der transportierten Güter je Fahrzeug.
328
Glossar
Besetzungsgrad
Durchschnittliche Anzahl der transportierten Personen je Fahrzeug.
Biokraftstoffquotengesetz
Gesetz, in dem die Mineralölwirtschaft
verpflichtet wird, einen festgelegten jährlichen Mindestanteil von Biokraftstoffen in
den Verkehr zu bringen. Die derzeit gültigen, auf den Energieinhalt bezogenen Biokraftstoffquoten betragen 4,4 % für Dieselkraftstoff und 2,8 % für Ottokraftstoff.
Zusätzlich gilt für 2009 eine Gesamtquote
von 5,25 % und für die Jahre 2010 bis
2014 von 6,25 %.
Biomass-to-Liquids-Kraftstoffe (BtL)
Biokraftstoff, der durch einen Biomassevergasungsprozess mit anschließender Fischer-Tropsch-Synthese hergestellt wird.
Vorteile dieses sogenannten Biokraftstoffs
der zweiten Generation gegenüber Biokraftstoffen der ersten Generation sind die
Herstellbarkeit aus jeglicher Art von fester
Biomasse sowie die uneingeschränkte Beimischungskompatibilität zu konventionellen Mineralölkraftstoffen.
Biotechnologie
Biotechnologie ist die Anwendung von
Wissenschaft und Technik auf lebende Organismen, Teile von ihnen, ihre Produkte
oder Modelle von ihnen zwecks Veränderung von lebender oder nichtlebender Materie zur Erweiterung des Wissensstandes,
zur Herstellung von Gütern und zur Bereitstellung von Dienstleistungen.
Das Bruttoinlandsprodukt ist der Wert aller innerhalb eines Zeitraums (z. B. Kalenderjahr) im Inland produzierten Güter
und Dienstleistungen, unter Abzug der für
die Produktion verwendeten Vorleistungen. Mit Hilfe des BIP wird die wirtschaftliche
Leistung
einer
Volkswirtschaft
gemessen.
Das
wirtschaftliche
Wachstum einer Volkswirtschaft wird über
die Veränderungen des BIP berechnet.
Glossar
329
Brutto-/ Nettostromerzeugung
Die Bruttostromerzeugung einer Erzeugungseinheit ist die gesamte erzeugte
elektrische Arbeit, gemessen an den Ausgangsklemmen der Hauptgeneratoren. Die
Nettostromerzeugung ergibt sich aus der
Bruttostromerzeugung abzüglich des Eigenverbrauchs der Kraftwerke.
Brutto-/ Nettostromverbrauch
Der Bruttostromverbrauch ergibt sich aus
der Bruttostromerzeugung zuzüglich des
Stromimportsaldos. Unter dem Nettostromverbrauch versteht man den Bruttostromverbrauch nach Abzug des Eigenverbrauchs der Kraftwerke.
Carbon Leakage
Carbon Leakage beschreibt das Phänomen,
dass das Emissionsniveau außerhalb einer
bestimmten Region ansteigt infolge einer
Emissionsbeschränkung innerhalb dieser
Region. Durch strikte Klimaschutzvorgaben verteuert sich die Produktion innerhalb der Region. Dadurch kann es zu
wettbewerbsinduzierten Produktionsverlagerungen in andere Regionen kommen
und damit auch zu einer Verlagerung des
Emissionsausstoßes.
Clean
(CDM)
Development
Mechanismus
Der Clean Development Mechanismus
(oder Mechanismus für umweltverträgliche
Entwicklung) ermöglicht es Industrieländern, zusätzliche Zertifikate für Emissionsreduktionen (Europäisches Emissionshandelssystem) durch Projekte und Investitionen in Entwicklungsländern zu erwerben. Dabei werden in den Entwicklungsländern Treibhausgasemissionen verringert, wo dies oft mit geringeren Kosten
möglich ist als im Investorland. Der Clean
Development Mechanismus ist ein wichtiges Instrument des europäischen Emissionshandelssystems für den Technologietransfer in die Entwicklungsländer und leistet einen Beitrag zum Klimaschutz und
zur nachhaltiger Entwicklung.
330
Glossar
Destillationskapazität
Kapazität der ersten Verarbeitungsstufe
einer Raffinerie (Rohöldestillation). Sie
wird üblicherweise angegeben als die Rohölmenge in Mio. t, die innerhalb eines Jahres in der Destillationsanlage der jeweiligen Raffinerie durchgesetzt werden kann.
Discrete-Choice-Modelle
Ökonometrische Modelle zur Modellierung diskreter Wahlentscheidungen wie
etwa der individuellen Wahl des Verkehrsmittels. Mit Hilfe von DiscreteChoice-Modellen wird die Wahrscheinlichkeit geschätzt, mit der einzelne Beobachtungseinheiten wie beispielsweise Personen oder Haushalte eine bestimmte Alternative auswählen.
Eigenverbrauch
Der Eigenverbrauch eines Kraftwerks ist
die elektrische Arbeit, die in den Nebenund Hilfsanlagen einer Erzeugungseinheit
zur Wasseraufbereitung, DampferzeugerWasserspeisung, Frischluft- und Brennstoffversorgung sowie Rauchgasreinigung
verbraucht wird. Er enthält nicht den Betriebsverbrauch. Die Verluste der Aufspanntransformatoren
(Maschinentransformatoren) in Kraftwerken zählen ebenso
zum Eigenverbrauch.
Elektrische Nettoleistung
Die elektrische Nettoleistung ist die von
einem Kraftwerksblock oder einer Erzeugungseinheit an das Versorgungssystem
abgegebene Leistung. Sie berechnet sich
als Differenz aus Bruttoleistung (Leistung
an Generatorklemmen) und elektrischer
Eigenbedarfsleistung. Unter der Eigenbedarfsleistung ist diejenige elektrische Leistung zu verstehen, die für den Betrieb erforderlicher Neben- und Hilfsanlagen
(z. B. Speisewasserpumpen, Kühlwasserpumpen, Ventilatoren, Fremderregungsanlagen etc.) benötigt wird.
Elektrofahrzeug
Fahrzeug mit einem oder mehreren Elektromotoren als Antriebsmaschine und einer Batterie als Energiespeicher.
Glossar
331
Elektrolichtbogenverfahren
Rohstahl wird aus Stahlschrott erschmolzen, wobei elektrische Prozessenergie die
Wärme liefert, die über Graphitelektroden
in einen Lichtbogen umgewandelt wird.
Elektromobilität
Überbegriff für alle elektrischen und teilelektrischen Fahrzeugantriebe wie z. B.
Batterie
betriebene
Elektrofahrzeuge,
Brennstoffzellen-Elektrofahrzeuge und Hybridfahrzeuge.
Endenergieverbrauch
Als Endenergieverbrauch gilt die Verwendung von Primär- und Sekundärenergieträgern in den einzelnen Verbrauchergruppen, soweit sie unmittelbar der Erzeugung von Nutzenergie für den jeweiligen Verbraucher dienen.
Energiebilanz
Eine Energiebilanz bietet ein in sich geschlossenes Bild über die energiewirtschaftlichen Verflechtungen einer Volkswirtschaft. In der Energiebilanz werden in
Form einer Matrix das Aufkommen, die
Umwandlung und die Verwendung von
Energieträgern in einem energiewirtschaftlichen System dargestellt.
Energieausweis
Seit dem 1. Januar 2009 sind alle Hausbesitzer bei Verkauf oder Neuvermietung
dazu verpflichtet, einen Energieausweis
für ihr Gebäude vorzulegen. Ziel des
Energieausweises ist, die Energieeffizienz
von Gebäuden transparent darzustellen
und diese untereinander vergleichbar zu
machen.
Energieeffizienz
Unter Energieeffizienz wird allgemein das
Verhältnis von erzieltem Nutzen zu eingesetzter Energie verstanden. Dieser Nutzen
besteht aus wirtschaftlicher Aktivität, etwa der Bereitstellung von Dienstleistungen oder der Produktion von Waren (z. B.
Mio. t. Aluminium oder Stahl) oder aus
der Bereitstellung von Energie/Energiedienstleistungen, wie etwa Wärme. Zur
Messung der Energieeffizienz bzw. deren
332
Glossar
Steigerung wird die Veränderung der
Energieintensität als spezifischer Verbrauch herangezogen. Neben dieser Verwendung auf mikroökonomischer bzw.
Prozessebene, wird der Begriff vereinzelnd
auch auf makroökonomischer Ebene eingesetzt, welcher dann gleichzusetzen ist
mit der gesamtwirtschaftlichen Energieintensität
(BIP/Primärenergieverbrauch).
Siehe auch  Energieproduktivität/-intensität.
Energieeinsparverordnung (EnEV)
Die Verordnung über energiesparenden
Wärmeschutz und energiesparende Anlagentechnik bei Gebäuden (Energieeinsparverordnung (EnEV) legt wärmetechnische
Mindestanforderungen an die Gebäudehülle und die Heizungsanlagen von Neubauten sowie bei Sanierungsmaßnahmen an
Bestandsgebäuden fest. Sie löste die Wärmeschutzverordnung (WSchV) und die
Heizungsanlagenverordnung
(HeizAnlV)
ab und trat in ihrer ersten Fassung am 1.
Februar 2002 in Kraft. Im Rahmen der
Novellierung der EnEV von 2007 wurde
der  Energieausweis für Gebäude eingeführt. Zum 1. Oktober 2009 tritt eine weitere Neufassung der EneV in Kraft, die unter anderem eine Verschärfung der primärenergetischen
Anforderungen
bei
Neubau und Sanierung und die stufenweise Außerbetriebnahme von elektrischen Nachtspeicherheizungen in Mehrfamilienhäusern ab 2020 vorschreibt.
Energieproduktivität/ -intensität
Die Energieintensität wird als Indikator für
die Energieeffizienz einer Volkswirtschaft
herangezogen. Sie misst den Primärenergieverbrauch pro Einheit Bruttoinlandsprodukt und stellt damit Energieaufwand und
–nutzen gegenüber. Alternativ wird auch
der Kehrwert der Energieintensität verwendet, der als Energieproduktivität bezeichnet wird.
Glossar
333
Energiesystemmodell
Energiesystemmodelle gehören zur Gruppe der partiellen Gleichgewichtsmodelle.
Sie betrachten damit nur einen Teilmarkt
der Volkswirtschaft und können die Auswirkungen von Veränderungen innerhalb
des Energiesystems auf die Gesamtwirtschaft nicht berücksichtigen. Als typische
Vertreter der bottom-up Modelle bilden sie
den Energiesektor prozessorientiert mit
hohem technologischen Detaillierungsgrad
von der Primärenergie bis zur Ebene der
Nutzenergie oder der Energiedienstleistungen ab. Dadurch lässt sich die langfristige Entwicklung des Energiesystems bei
unterschiedlichen
Rahmenbedingungen
detailliert untersuchen.
Engpassleistung
Als Engpassleistung wird die maximal ausfahrbare Dauerleistung eines Kraftwerks
unter Normalbedingungen bezeichnet. Dabei ist die Brutto-Engpassleistung die insgesamt erbrachte Leistung, aus der sich
nach Abzug des für den Kraftwerksbetrieb
nötigen Eigenbedarfs die Netto-Engpassleistung ergibt.
Erneuerbare Energie wird aus nachhaltigen Quellen wie Wasserkraft, Windenergie, Sonnenenergie und Biomasse gewonnen. Im Gegensatz zu den fossilen Energieträgern Erdöl, Erdgas, Stein- und
Braunkohle sowie dem Kernbrennstoff
Uran verbrauchen sich diese Energiequellen nicht (d. h. sind erneuerbar) und bleiben somit kontinuierlich verfügbar.
Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)
Das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer
Energien (Erneuerbare Energien Gesetz,
EEG) trat am 1. April 2000 in Kraft und
verfolgt das Ziel, den Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien
voranzutreiben. Es verpflichtet die Netzbetreiber zum einen zur vorrangigen Abnahme und Übertragung von Strom aus
Erneuerbaren Energien. Zudem erhalten
die Anlagenbetreiber von den Netzbetrei-
Glossar
334
bern eine gestaffelte Mindestvergütung
mit garantierter Laufzeit von 20 Jahren.
Die Höhe der Vergütung richtet sich nach
der Erzeugungstechnologie sowie der Anlagengröße und sinkt in der Regel jährlich
degressiv. Mit der Novelle des EEG von
2009 wurden insbesondere die Vergütungssätze für Windkraft angehoben.
(EEWärmeG)
Wärmegesetz
Erwerbspersonen/Erwerbstätige
Das Gesetz zur Förderung Erneuerbarer
Energien im Wärmebereich (EEWärmeG)
trat mit Wirkung zum 1. Januar 2009 in
Kraft. Es verpflichtet Eigentümer von neu
errichteten Gebäuden, den Wärmeenergiebedarf durch die anteilige Nutzung von
Erneuerbaren Energien zu decken. Alternativ können auch Ersatzmaßnahmen ergriffen werden. Dazu zählen die Deckung
der Wärmeenergie durch Abwärmenutzung oder durch KWK-Anlagen zu mindestens 50 %, die zusätzliche Senkung des
Jahres-Energiebedarfs um 15 % unter die
Anforderungen der jeweils gültigen EnEV
sowie der Anschluss an ein Netz der Nahoder Fernwärmeversorgung, das anteilig
aus Erneuerbaren Energien, Kraft-WärmeKopplung oder Abwärme gespeist wird.
Eine Nutzungspflicht für Bestandsbauten
besteht derzeit nicht. Ziel ist es, den Anteil der Erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch für Wärme bis 2020 auf
14 % zu erhöhen.
Erwerbspersonen sind alle Personen, die
dem Arbeitsmarkt zur Verfügung stehen.
Sie teilen sich auf in die Gruppe der am
Arbeitsmarkt tätigen Personen (Erwerbstätige), einschließlich der Selbstständigen,
und die Gruppe der Erwerbs-/Arbeitslosen. Als Nicht-Erwerbspersonen gelten
demnach die Personen, die dem Arbeitsmarkt nicht zur Verfügung stehen, sei es
aus Alters-, Gesundheits- oder persönlichen Gründen. Als Erwerbspersonenpotenzial wird das Reservoir an möglichen
Erwerbspersonen zu einem bestimmten
Glossar
335
Zeitpunkt verstanden. Das Erwerbspersonenpotenzial unterliegt einer politischen
Einflussnahme, beispielsweise durch Verlängerung der Lebensarbeitszeit oder
durch Ausdehnung der dem Arbeitsmarkt
zur Verfügung stehenden Bevölkerungsgruppen (Beispiel: Ausweitung der Frauenerwerbstätigkeit).
Europäisches Emissionshandelssystem
(Emission Trading System ETS)
Das Europäische Emissionshandelssystem
wurde 2005 von der EU eingeführt, um
die im Kyoto-Protokoll festgelegten Senkungen der Treibhausgasemissionen zu
erreichen. Es gilt für den Umwandlungssektor und eine Reihe energieintensiver
Industriezweige. Dabei wird eine festgelegte Menge an Emissionszertifikaten an
die entsprechenden Unternehmen entweder kostenlos verteilt oder versteigert. Jedes Unternehmen darf nur Emissionen
verursachen, die durch Zertifikate gedeckt
sind. Zertifikate können unter den Unternehmen gehandelt werden. So wird ein
effizienter Anreiz für die Unternehmen geschaffen, Emissionen zu vermeiden und
energieeffizientere Produktionsverfahren
anzuwenden.
Fertilitätsrate
Maß für die durchschnittliche Anzahl an
Kindern die eine Frau in ihrem Leben gebärt. In Deutschland ist eine recht stabile
Fertilitätsrate von durchschnittlich 1,4
Kindern pro Frau zu beobachten.
Flözgas
Flözgas ist aus Kohleflözen, beispielsweise
durch eine Bohrung, freigesetztes Erdgas.
Im Englischen coalbed methane (CBM)
genannt.
Frischdampf
Meist hochgespannter, überhitzter Dampf,
der vom Dampferzeuger kommend die
Leit- und Laufräder der Dampfturbine anströmt und die Laufräder mit ihren Umlenkschaufeln in Drehung versetzt.
Future-Märkte
Siehe Spot- und Future-Märkte.
336
Glossar
Gasfahrzeug
Im Rahmen dieser Studie werden unter
diesem Begriff alle Fahrzeuge zusammengefasst, die Erdgas oder Flüssiggas als
Kraftstoff nutzen.
Gashydrate
Mischung aus Gas (vorwiegend Methan)
und Wasser im eisähnlichen Zustand, die
bei hohem Druck und niedrigeren Temperaturen in Sedimenten vorkommt.
Gleichstrom-GegenstromRegenerativofen
Ofen zum Brennen von Kalk mit geringem
spezifischem
thermischen
Energieverbrauch. Das Brennen erfolgt dabei im
Gleichstrom, d. h. Gleichstrom von Verbrennungsluft, Heizgas und Kalkstein in
der Vorwärm- und Brennzone des beheizten Schachtes bei regenerativer Vorwärmung der Verbrennungsluft im Prozess.
Gradtagszahl
Die Gradtagszahl gibt Aufschluss über den
Raumwärmebedarf in der Heizperiode. Sie
wird als Differenz zwischen der mittleren
Außentemperatur an den Heiztagen und
einer festgelegten Rauminnentemperatur
(z. B. 19 °C), multipliziert mit der Anzahl
der Heiztage, ermittelt.
Grenzübergangspreis
Preis für Energierohstoffe frei Staatsgrenze. Dieser Preis beinhaltet neben dem
Produzentenpreis die Umschlagskosten im
Produzenten- und Verladeland und die jeweiligen Transportkosten per Pipeline,
Schiff oder Bahn in das Verbraucherland.
Grundlast
Die Grundlast entspricht dem Bedarf an
elektrischer Leistung, der während eines
Zeitraums unabhängig von Lastschwankungen kontinuierlich besteht.
Güterstruktureffekt
Dieser Effekt beschreibt den Strukturwandel im relativen Aufkommen der zu transportierenden Güter. Das Vordringen von
hochwertigen (Stück-)Gütern begünstigt
den Straßengüterverkehr, der Transport
von Massengütern durch z. B. die Binnenschifffahrt nimmt dadurch in seiner re-
Glossar
337
lativen Bedeutung ab.
Produkt aus der zurückgelegten Transportentfernung und dem mittleren Beladungsgrad. Die resultierende Einheit lautet Tonnenkilometer (tkm).
Haushalt
Als (Privat)Haushalt zählt jede zusammen
wohnende und eine wirtschaftliche Einheit
bildende Personengemeinschaft (Mehrpersonenhaushalte) sowie Personen, die allein wohnen und wirtschaften (Einpersonenhaushalte). Ein Haushalt ist damit
nicht auf eine Familie beschränkt, auch
unverheiratete
Lebensgemeinschaften
oder eine alleinerziehende Mutter mit Kindern bilden einen Haushalt.
Heizwert
Der Heizwert bezeichnet die bei einer
Verbrennung maximal nutzbare Wärmemenge, bezogen auf die Menge des eingesetzten Brennstoffs, bei der es nicht zur
Kondensation des im Abgas enthaltenen
Wasserdampfs kommt.
Hochofen-Oxystahl-Route
Verhüttung von Eisenerz in Hochöfen zu
Roheisen (Reduktion von oxydischem Erz
im Hochofen mit Kohlenstoffträgern) und
anschließender Frischung in Stahlkonvertern zu Rohstahl.
Höchst- und Hochspannungsebene
Höchst- und Hochspannungsebene sind
Teile des elektrischen Netzes zur Übertragung elektrischer Energie über große Distanz. Elektrizität wird auf der Höchstspannungsebene mit einer Nennspannung höher als 150 kV und auf der Hochspannungsebene mit einer Nennspannung höher als 60 kV bis einschließlich 150 kV
übertragen.
Hybridfahrzeug
Laut UN Definition aus dem Jahre 2003
allgemein definiert als Antriebe, bei denen
mindestens zwei verschiedene Energiewandler (z. B. Verbrennungsmotor und
Elektromotor) und zwei verschiedene
Energiespeicher (z. B. Kraftstofftank und
Glossar
338
Batterie) vorhanden sind und zum Antrieb
des Fahrzeugs beitragen.
Industriesektoren
Die in dieser Studie betrachten Sub-Sektoren der Industrie unterteilen sich in die
energieintensiven und nicht energieintensiven Sektoren. Zu den energieintensiven
Branchen zählen hier die Herstellung von
Eisen u. Stahl, Aluminium, Kupfer, Ammoniak, Chlor, Zement, Kalk, Flachglas, Behälterglas sowie Papier. Die nicht energieintensiven Branchen bilden die Herstellung
der sonst. NE-Metalle, sonst. Chemie,
sonst. NM-Mineralien sowie die übrigen
Industrien.
Interkonnektor
Siehe  Kuppelleitungskapazität.
Intergovernmental Panel on Climate
Change
Das Intergovernmental Panel on Climate
Change (IPCC; Zwischenstaatlicher Ausschuss für Klimaänderungen), wurde im
November 1988 von der WMO (World Meteorological Organization) und der UNEP
(United Nation Environment Programme)
gegründet. Es berichtet über den internationalen Stand der Klimaforschung, ermittelt Risiken der globalen Erwärmung und
gibt Empfehlungen zur Anpassung und
Vermeidung.
Kompressionswärmepumpe
Darunter sind Wärmepumpensysteme zu
verstehen, deren Verdichtungsstufen von
elektrischen Kompressoren betrieben werden.
Konversionskapazität
Kapazität der zweiten Verarbeitungsstufe
einer Raffinerie. Sie repräsentiert die Menge der bei der Rohöldestillation entstandenen Produkte, die anschließend durch
Konversionsprozesse in höherwertige Produkte umgewandelt werden kann.
Korrelationskoeffizient
Statistische Maßzahl für den linearen Zusammenhang zweier Größen. Der dimensionsund
einheitenlose
Korrelationskoeffizient ist normiert, das heißt seine Werte sind auf das Intervall [-1, 1] be-
Glossar
339
schränkt; ein Wert von 1 beschreibt einen
perfekten
positiven
linearen
Zusammenhang zwischen zwei Größen. Eine
Korrelation von 0 bedeutet, dass zwei
Größen unkorreliert sind.
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) bezeichnet
eine Form der Energieerzeugung in Heizkraftwerken, bei der gleichzeitig elektrische Energie und Wärme in einem gemeinsamen Prozess erzeugt werden. Dadurch wird ein deutlich höherer Nutzungsgrad als in herkömmlichen Kondensationskraftwerken erzielt.
Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)
Das Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der KraftWärme-Kopplung
(KWKG)
ist
das
wesentliche
Förderinstrument
zur
Erfüllung des Ziels der Bundesregierung,
den KWK-Anteil an der Stromerzeugung
bis 2020 auf etwa 25 % anzuheben. Das
KWKG, das seit 2002 in Kraft ist, regelt
die vorrangige Abnahme und Vergütung
von Strom aus KWK-Anlagen durch die
Netzbetreiber. Grundlage der Förderung
für neue und modernisierte KWK-Anlagen
ist ein Zuschlag, den der Netzbetreiber
auf die Endkunden umlegen kann. Die
Novelle des KWKG, die zum 1. Januar
2009 in Kraft getreten ist, sieht u. a. eine
verstärkte Förderung von größeren KWKAnlagen, die erstmalige Förderung auch
von selbst genutztem KWK-Strom sowie
die Erstreckung auf den Aus- und Neubau
von Wärmenetzen vor.
Die Kraftwerkssterbelinie gibt die zeitliche
Entwicklung der verbleibenden Kapazitäten der Kraftwerke und Erzeugungssysteme an, die zu dem Bezugszeitpunkt bereits installiert sind und beim Erreichen ihrer technischen Lebensdauer stillgelegt
werden müssen.
Kraftwerkssterbelinie
Kuppelleitungskapazität
Die Kuppelleitungskapazität ist die maximale Kapazität der elektrischen Leitungen, die zwei Übertragungsnetze zum
340
Glossar
Austausch elektrischer Energie zusammen
verbinden.
KWK-Stromerzeugung
Die KWK-(Netto)stromerzeugung ist die
Nettostromerzeugung, die in einer KWKAnlage unmittelbar im Zusammenhang
mit der KWK-Nettowärmeerzeugung steht.
Last
Die Last bezeichnet den momentanen
Wert der z. B. in einem Übertragungsnetz
insgesamt in Anspruch genommenen
elektrischen Leistung.
Lastgang/Lastprofil
Gesamtheit der Energiemengen bzw. Leistungsmittelwerte, die über eine ganzzahlige Anzahl von Messperioden ermittelt
wurden. Es ist zu unterscheiden zwischen
dem gemessenen Lastgang und dem repräsentativen Lastprofil. Der Lastgang
wird vom Netzbetreiber für den Entnahmepunkt bzw. für den Einspeisepunkt zur
Verfügung gestellt. Das repräsentative
Lastprofil wird als Ersatz für den Lastgang
bei Kleinkunden im Niederspannungsnetz
verwendet. Für den Datenaustausch werden nur Viertelstunden-Energiemengenwerte verwendet.
Lastmanagement
Das Lastmanagement dient der Kontrolle
der elektrischen Spitzenleistung. Es beinhaltet Maßnahmen, die Energiemengen
oder Kosten einsparen sollen. Hierzu gehören bspw. das Auffüllen von Lasttälern
oder die Verlagerung von Spitzenlast in
Schwachlastperioden.
Lebenszyklusanalyse
Die Lebenszyklusanalyse ist die systematische Bewertung der möglichen Auswirkungen eines Untersuchungsobjektes auf
die Umwelt im Verlauf seiner gesamten
Lebenszeit. Neben dem Umweltaspekt
können auch wirtschaftliche, technische
und soziale Aspekte in einer Lebenszyklusanalyse miteinbezogen werden.
Glossar
341
Mechanische Arbeit
Damit werden alle Anwendungen zusammengefasst, bei denen durch Maschineneinsatz mechanische Bearbeitungsschritte
(bspw. Bohren, Drehen oder Fräsen) oder
Transportvorgänge (bspw. durch Förderbänder oder Rolltreppen) ausgeführt werden.
Mitteldestillate
Mineralölprodukte, die bei der Rohöldestillation im mittleren Siedebereich (180 °C –
360 °C) anfallen. Dazu zählen in erster Linie leichtes Heizöl, Dieselkraftstoff, Kerosin und Petroleum.
Mittellast
Die Mittellast bezeichnet den Lastbereich,
der zwischen Grundlast- und Spitzenlastbereich liegt.
Modaler Split
Verteilung der Verkehrsleistung auf die
unterschiedlichen Verkehrsträger (Modi), wie beispielsweise Pkw, Bus, Bahn.
Motorisierter Individualverkehr (MIV)
Verkehr aller Kraftfahrzeuge zur individuellen Nutzung wie Pkw und Motorräder.
Nanotechnologie
Nanotechnologie beschreibt die Herstellung, Untersuchung und Anwendung von
Strukturen, molekularen Materialien, inneren Grenz- und Oberflächen mit mindestens einer kritischen Dimension oder mit
Fertigungstoleranzen (typischerweise) unterhalb 100 Nanometer. Entscheidend ist
dabei, dass allein aus der Nanoskaligkeit
der Systemkomponenten neue Funktionalitäten und Eigenschaften zur Verbesserung bestehender oder Entwicklung neuer
Produkte und Anwendungsoptionen resultieren. Diese neuen Effekte und Möglichkeiten sind überwiegend im Verhältnis von
Oberflächen- zu Volumenatomen und im
quantenmechanischen Verhalten der Materiebausteine begründet.
Nationaler
mobilität
Entwicklungsplan
Elektro-
Fahrplan der Bundesregierung für zukünftige Technologieentwicklungen im Bereich
der Elektromobilität und eine anzustrebende Markteinführung von Plug-In-Hyb-
342
Glossar
ridfahrzeugen und Elektrofahrzeugen. Als
Ziel werden 1 Mio. Plug-In-Hybrid- und
Elektrofahrzeuge bis zum Jahr 2020 angestrebt.
Natürliches Monopol
Ein natürliches Monopol liegt vor, wenn
ein Angebot durch mehrere konkurrierende Produzenten ökonomisch nicht sinnvoll
ist. Ein Grund hierfür sind sehr hohe Fixkosten und zu vernachlässigende variable
Kosten. Somit ist es möglich, dass eine
einzelne Firma zum kleinstmöglichen Preis
anbietet. Ein typisches Beispiel sind Netzwirtschaften, z. B. Eisenbahnnetze oder
Gasnetze.
NE-Metalle
NE-Metalle (Nicht-Eisen-Metalle) ist der
zusammenfassende Begriff für alle metallischen Elemente außer Eisen bzw. für alle
Legierungen, deren größter Anteil nicht
Eisen ist. In dem hier zur Anwendung
kommenden Energiesystemmodell Times
PanEU untergliedern sich die NE-Metalle in
Aluminium, Kupfer und sonstige Nichteisenmetalle.
Nettostrombedarf
Der Nettostrombedarf ist die an Endverbraucher abgegebene Strommenge zuzüglich des Betriebseigenverbrauchs des
Umwandlungssektors, der Übertragungsund Netzverluste sowie der Pumparbeit,
jedoch ohne den Eigenverbrauch der
Kraftwerke. Er entspricht damit der Nettostrombereitstellung.
Nettostrombereitstellung
Die Nettostrombereitstellung ist die gesamte erzeugte elektrische Arbeit, gemessen an den Ausgangsklemmen der Hauptgeneratoren abzüglich des Eigenverbrauchs der Kraftwerke und zuzüglich des
Stromimportsaldos.
Neuer europäischer Fahrzyklus (NEFZ)
Fahrzyklus zur Ermittlung von CO2-Emissionen und Energieverbrauch eines Fahrzeugs unter festgelegten Bedingungen wie
Geschwindigkeitsverlauf, Starttemperatur,
Glossar
343
Schaltzeitpunkte und Zuladung.
NM-Mineralien
Zu den nichtmetallischen mineralischen
Stoffen (NM-Mineralien) zählen im Energiesystemmodell Times PanEU Zement,
Kalk, Flachglas, Behälterglas sowie sonstige NM-Mineralien.
Normaljahr
Langjähriger
Durchschnittswert
der
Gradtagszahl. Dient der Temperaturbereinigung der Energienachfrage, vorwiegend bei der Raumwärmeerzeugung.
Durch die in der Praxis vorkommenden
Abweichungen von Real- und Normalwerten der Temperatur können sich in der
langjährigen Betrachtung Schwankungen
im Raumwärmebedarf ergeben. Eine auf
das Normaljahr bezogene Energienachfrage ist von Temperatureinflüssen bereinigt
und erlaubt beispielsweise eine intertemporale Analyse von Energieeffizienzsteigerungen.
Nutzenergie
Die Nutzenergie ist die technische Form
derjenigen Energie, die nach der letzten
Umwandlung
aus
Endenergie
dem
Verbraucher für den jeweiligen Verwendungszweck zur Verfügung steht. Mögliche Formen von Nutzenergie sind z. B.
Wärme, mechanische Arbeit, Licht.
Ökonometrische Modelle
Ökonometrische Modelle werden in der
empirischen Wirtschaftsforschung verwendet und bilden Zusammenhänge zwischen einer Vielzahl an Größen quantitativ
ab. Dabei werden statistische Verfahren
wie
etwa
Regressionsanalysen
oder
Discrete-Choice-Modelle genutzt.
Onshore/Offshore
Terminus für den Standort einer Windkraftanlage zur Stromerzeugung. Onshore
bezeichnet einen Standort an Land, Offshore einen Standort auf See.
OPEC
Organization of Petroleum Exporting
Countries mit Sitz in Wien. Die derzeitigen
Mitgliedsländer lauten: Algerien, Angola
Glossar
344
(seit 1.1.2007), Ecuador (seit 1.11.2007),
Irak, Iran, Katar, Kuwait, Libyen, Nigeria,
Saudi Arabien, Venezuela, Vereinigte Arabische Emirate (VAE).
OPEC-Korb-Preis
Preiskorb aus 12 OPEC-Referenzölen
(arithmetisches Mittel): Saharan Blend
(Algerien), Minas (Indonesien), Iran Heavy (Iran), Basrah Light (Irak), Kuwait Export (Kuwait), Ess Sider (Libyen), Bonny
Light (Nigeria), Qatar Marine (Katar),
Arab Light (Saudi Arabien), Murban
(VAE), BCF-17 (Venezuela), Girassol (Angola), Oriente (Equador).
Panel
Ein Panel ist Datensatz in dem dieselben
Beobachtungseinheiten wiederholt auftreten. Beispielsweise ist das Sozioökonomische Panel eine sich jährlich wiederholende Befragung derselben Haushalte. In
einem Panel sind somit zwei Messdimensionen vorhanden: eine Querschnittsdimension, beispielsweise über Haushalte, und
eine Längsschnittsdimension, in der Regel
als zeitliche Messabfolge.
Personenkilometer
siehe Verkehrsleistung.
Personenverkehrsleistung
Produkt aus der zurückgelegten Transportentfernung und dem mittleren Besetzungsgrad. Die resultierende Einheit lautet
Personenkilometer (pkm).
Plug-In-Hybridfahrzeug
Hybridfahrzeug, bei dem die Batterie auch
durch externe Stromzufuhr aus dem
Stromnetz aufgeladen werden kann. Ist
die Kapazität der Batterie groß genug,
dass bei regelmäßiger externer Aufladung
überwiegend rein elektrisch gefahren werden kann, spricht man auch vom Elektrofahrzeug mit Range Extender.
Probit-Modell
Verfahren der Discrete-Choice-Modelle.
Prozesswärme
Prozesswärme
bezeichnet
thermische
Energie, die zur Wärmeversorgung von
Produktionsprozessen (bspw. in einer Bä-
Glossar
345
ckerei) dient. Die Höhe des Prozesswärmebedarfs ist in erster Linie abhängig
vom erforderlichen Temperaturniveau,
den verwendeten Materialien und Verfahren sowie der Produktionsmenge.
Ölsande
Natürlich vorkommende Gemische aus Bitumen, Wasser, Sand und Tonen, die im
Durchschnitt 12 Gew.% Bitumen enthalten.
Ölschiefer
Tonige Sedimentgesteine mit einem relativ hohen Anteil an organischem Material,
aus dem erst durch Destillation Öl und
brennbares Gas extrahiert werden kann.
Querschnittstechnologie
Querschnittstechnologien sind Technologien, deren Anwendungsgebiet sich nicht
auf eine bestimmte Industrie beschränkt,
sondern die über alle Branchen hinweg
Verwendung finden.
Realbetrachtung
Siehe Wachstum, wirtschaftliches.
Regelleistung
Die Regelleistung bezeichnet die vorgehaltene Leistung der Erzeugungseinheiten,
die bei kurzfristig eintretender, unvorhergesehener Abweichung zwischen Elektrizitätserzeugung und –entnahme im Übertragungsnetz durch Primär- und Sekundärreglung automatisch oder durch telefonischen Abruf der Übertragungsbetreiber (Tertiärregelung) aktiviert werden
kann. Je nach Regelungsbedarf gibt es
sowohl positive als auch negative Regelleistung.
Die Reichweite der Reserven und Ressourcen eines Rohstoffs stellt diese in Relation zur jährlichen Fördermenge dar. Der
aus diesem Verhältnis resultierende Wert
besagt, wie viele Jahre die Vorkommen
bei unveränderter Förderhöhe reichen
würden, wenn diese mit dem Verbrauch
des Rohstoffs beständig abnehmen würden.
Reichweite
Reserveleistung
Die Reserveleistung ist die Leistung, die
346
Glossar
zum Ausgleich der Abweichung in der
Leistungsbilanz infolge unerwarteter Verhältnisse oder konkret planbarer Sachverhalte vorgehalten werden soll. In der Reserveleistung ist die Regelleistung enthalten.
Reserven/Rohstoffreserven
Unter den Reserven versteht man denjenigen Teil des gesamten Gehalts der Erdkruste an einem bestimmten Rohstoff, der
nachgewiesen und zu heutigen Preisen sowie mit heutiger Technik wirtschaftlich gewinnbar ist.
Ressourcen
Unter Ressourcen werden diejenigen Vorkommen eines Rohstoffs zusammengefasst, die entweder geologisch nachgewiesen, aber noch nicht wirtschaftlich gewinnbar sind, oder aber jene Vorkommen,
die zwar nicht nachgewiesen, aber mit
großer Wahrscheinlichkeit aus geologischen Gründen erwartet werden können.
Reststrommenge
Verbleibende Produktionsmenge an Elektrizität, die innerhalb einer Kernenergieanlage erzeugt werden darf, bevor die Anlage stillgelegt werden muss. Festgelegt im
Rahmen des 2002 beschlossenen Kernenergieausstiegs.
Schaltanlage
Eine Schaltanlage ist eine Anlage, die die
elektrischen Einrichtungen aus betrieblichen Gründen miteinander verbindet oder
voneinander trennt.
Schwerstöl
Schwerstöl ist mit einer Dichte von
≥1,0 g/cm³ dem Bitumen der Ölsande
ähnlich, seine Viskosität ist mit weniger
als 10 000 Pa s geringer, d. h., in der Lagerstätte ist es auch nur bedingt fließfähig
und muss durch entsprechende Maßnahmen verdünnt werden, um gewonnen
werden zu können.
Skaleneffekte
Volkswirtschaftlicher Fachbegriff mit dem
beschrieben wird, dass Größenvorteile bei
der Produktion zu sinkenden Kosten der
Glossar
347
Erzeugung führen können, beispielsweise
durch eine optimale Auslastung der Anlage.
smart homes
Bezeichnet die Verknüpfung und Steuerung der gesamten Haustechnik und
Elektronik über ein zentrales Computersystem mit dem Ziel, den Komfort, die
Energieeffizienz, die Flexibilität und die Sicherheit zu erhöhen.
smart metering
Intelligente elektronische Stromzähler mit
Kommunikationsmodul zur bidirektionalen
Datenübertragung.
Sozioökonomisches Panel (SOEP)
Das Sozioökonomische Panel ist eine seit
1984 durchgeführte, repräsentative Wiederholungsbefragung privater Haushalte
in Deutschland, angesiedelt am Deutschen
Institut für Wirtschaftsforschung (DIW),
Berlin. Das SOEP gibt sowohl für einzelne
Personen als auch auf Ebene der Haushalte Auskunft über die jeweiligen Lebensbedingungen, wie beispielsweise die
Wohn- und Einkommenssituation.
Speisewasservorwärmung
Durch einen prozessinternen Wärmeaustausch wird das Speisewasser auf eine
Temperatur über der Kondensationstemperatur des im Kondensator niedergeschlagenen Dampfes erhitzt.
Spitzenlast
Die Spitzenlast ist die maximale Leistung,
die während einer Zeitspanne (z. B. Tag,
Monat, Jahr) von einer Verbrauchseinrichtung bezogen wird oder über ein Versorgungsnetz aufzubringen ist.
Spot- und Future-Märkte
Spotmärkte dienen dem kurzfristigen
Handel mit Produkten. Verkauf und Bezahlung erfolgen auf einer transparenten
Marktplattform und werden sofort abgewickelt. Aus der Sicht der Verkäufer ist dies
eine Möglichkeit, dauerhaft oder vorübergehend anfallende Überschüsse abzusetzen. Für die Käufer besteht das Interesse
an diesem Markt vor allem darin, günstige
348
Glossar
Angebote wahrzunehmen und in Knappheitssituationen Versorgungslücken zu
schließen.
Auf einem Future-Markt werden Transaktionen gehandelt, die erst in der Zukunft
wirksam werden, jedoch schon heute vertraglich festgelegt sind.
Stromkennzahl
Die Stromkennzahl bezeichnet in Heizkraftwerken das Verhältnis der Erzeugung
von elektrischer Energie zu Nutzwärme
bei Volllast und bei der anlagenspezifisch
maximal möglichen Wärmeauskopplung.
Szenariotechnik
In der Energiesystemanalyse wird zur Beschreibung der langfristigen Trends in der
Energieversorgung häufig auf die Szenariotechnik zurückgegriffen. Die verschiedenen Szenarien umfassen dabei ein konsistentes Gerüst aus Rahmenannahmen,
unter denen sich das

Die Entwicklung der Energiemärkte bis 2030

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